ГКД 34.20.172-95 Типова інструкція з компенсації ємнісного струму замикання на землю в електричних мережах 6 - 35 кВ - файл n1.doc

ГКД 34.20.172-95 Типова інструкція з компенсації ємнісного струму замикання на землю в електричних мережах 6 - 35 кВ
скачать (1816.5 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc1817kb.20.11.2012 08:15скачать

n1.doc

Міністерство енергетики та електрифікації України


ГКД 34.20.172-95
ТИПОВА ІНСТРУКЦІЯ  З КОМПЕНСАЦІЇ ЄМНІСНОГО СТРУМУ
ЗАМИКАННЯ НА ЗЕМЛЮ В ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖАХ 6 - 35 кВ

НДІ Енергетики Київ 1998


Зміст

Інструкція з компенсації ємнісного струму замикання на землю

Основні характеристики електричних мереж

Дугогасні реактори

Вибір місць установлення та потужності дугогасних реакторів

Вибір трансформаторів для вмикання дугогасних реакторів

Схеми вмикання, сигналізації та контролю

Вимірювання напруг несиметрії, зміщення нейтралі та струмів замикання на землю

Настроювання та експлуатація дугогасних реакторів

Заходи безпеки під час експлуатації дугогасних реакторів

Основні технічні характеристики дугогасних реакторів

Ємнісні струми замикання на землю

Трансформатори для увімкнення дугогасних реакторів

Про регулятори автоматичного настроювання компенсації струму замикання на землю



Передмова
1 РОЗРОБЛЕНО                 НІЦ «Електромережа» НДІ Енергетики УНВО «Енергопрогрес»
2 ВИКОНАВЕЦЬ                  A.M. Скрипник
3 ЗАТВЕРДЖЕНО             1995-06-02 Міністерством енергетики та електрифікації України, О.М. Шеберстов
4 ЗАМІСТЬ                           РД 34.20.179 Типовая инструкция по компенсації  емкостного тока замыкания на землю        в электрических сетях 6-35 кВ: ТИ 34-70-070-87.      -Затв. Головтехуправлінням Міненерго СРСР 06.06.87
5 СТРОК ПЕРЕВІРКИ       2000 р.
Цей нормативний документ не може бути повністю чи частково відтворений, тиражований і розповсюджений без дозволу НДІ Енергетики УНВО «Енергопрогрес»
 

УДК 621.3.014.7                               ГКД 34.20.172-95

ТИПОВА ІНСТРУКЦІЯ 3 КОМПЕНСАЦІЇ ЄМНІСНОГО СТРУМУ ЗАМИКАННЯ НА ЗЕМЛЮ В ЕЛЕКТРИЧНИХМЕРЕЖАХ 6 - 35 кВ
ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО КОМПЕНСАЦИИ ЕМКОСТНОГО ТОКА ЗАМЫКАНИЯ НА ЗЕМЛЮ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ  6 - 35 кВ
Чинний від 1998-03-01

1 Галузь використання

Ця типова інструкція (далі - інструкція) поширюється на виконання робіт з компенсації ємнісного струму замикання на землю в електричних мережах з компенсованою нейтраллю, а також проведення спеціальних вимірювань і розрахунків з метою настроювання дугогасних реакторів (ДГР) зі ступінчастим і плавним регулюванням індуктивності (струму компенсації) для компенсації ємнісного струму на підприємствах Міненерго України.
Вимоги цієї інструкції обов'язкові для персоналу підприємств галузі, який займається експлуатацією електричних мереж з компенсованою нейтраллю (6 - 35 кВ).

2 Нормативні посилання

У цій інструкції є посилання на такі нормативні документи:

  1. ГОСТ 24291-90 Электрическая часть электростанций и электрической сети. Термины и определения;

     -     РД 34.20.501 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. - Затв. Міненерго СРСР 20.02. 89;
- Правила устройства электроустановок , 6-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатом издат, 1986. - Зі змінами та доповненнями.

3 Загальні положення

3.1 Відповідно до існуючою стандарту (ГОСТ 24291) трифазні електричні мережі залежно від їх режиму нейтралі поділяються на мережі з ізольованою та уземленою нейтралями. Якщо в мережі жодна із нейтралей генераторів, синхронних компенсаторів і силових трансформаторів не має з'єднання із землею (за винятком з'єднань через прилади вимірювання, захисту, сигналізації, дугогасні реактори та подібні їм пристрої), така мережа вважається мережею з ізольованою нейтраллю.
Якщо ж в мережі хоча б одну із нейтралей генераторів, синхронних компенсаторів або силових трансформаторів уземлено безпосередньо або через вимірювальні трансформатори струму, то така мережа вважається мережею із уземленою нейтраллю.
Електрична мережа з компенсацією ємнісного струму замикання на землю за допомогою дугогасних реакторів є мережею з компенсованою нейтраллю.
3.2 «Правилами устройства электроустановок (ПУЭ)» передбачено роботу електричних мереж 6-35 кВ з ізольованою або уземленою через ДГР нейтраллю. В цих мережах переважаючим видом пошкоджень (не менше 75 % загальної кількості пошкоджень) є замикання струмо-провідних частин обладнання на землю, небезпечність якого полягає в тепловій та іонізуючій дії виникаючих електричних дуг і перенапруг, що сприяє руйнуванню міжфазової ізоляції та виникненню коротких замикань.
3.3 Компенсація ємнісного струму замикання на землю в мережах 6-35 кВ е безконтактним способом гасіння уземлюючої дуги, мета якого - зменшення струму замикання на землю через місце пошкодження до мінімальних значень і забезпечення надійного дугогасіння в місці пошкодження; обмеження перенапруг, що виникають при дугових замиканнях на землю, до значень, безпечних для ізоляції експлуатованого обладнання; плавне відновлення напруги на пошкодженій фазі (режим перекомпенсації) після гасіння уземлюючої дуги, яке сприяє відновленню діелектричним властивостей місця пошкодження; запобігання різкому зростанню реактивної потужності на джерела живлення під час дугових замикань на землю і тим самим збереження якості електроенергії у споживачів.
3.4 Компенсація повинна застосовуватись із такими значеннями
ємнісного струму замикання на землю:
- в повітряних електричних мережах напругою 6-20 кВ, на металевих і (або) залізобетонних опорах і в усіх мережах напругою 35 кВ -
більше 10 А;
-в повітряних мережах, які не мають металевих і залізобетонних опор, а також в кабельних мережах при напрузі: 6 кВ - більше ЗО А; 10 кВ - більше 20 А; 15 - 20 кВ - більше 15 А;
- в схемах напругою 6-20 кВ на генераторній напрузі - більше 5 А Допускається застосовувати компенсацію в мережах 6-35 кВ також
із значеннями ємнісного струму, меншими від вищенаведених.
Наведені значення струмів відповідають вимогам РД 34.20.501  «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ)».
3.5 Тривалість замикання на землю регламентується заводськими та місцевими інструкціями, складеними на основі даної інструкції з урахуванням місцевих умов, і не повинна перевищувати допустимої тривалості безперервної роботи ДГР. При ефективному використанні компенсації до 85 % замикань на землю в електричних мережах 6-35 кВ ліквідуються без збитків для споживачів.

4 Основні характеристики електричних мереж із компенсованою нейтраллю

4.1 Під час роботи електричної мережі з вимкнутими ДГР і за відсутності замикання на землю на нейтралі мережі виникає напруга несиметрії, яку зумовлено несиметрією ємностей фаз відносно землі:



4.3 Індуктивний струм дугогасного реактора для компенсації ємнісного струму замикання на землю визначається за формулою:



4.4.  Ступінь розстроювання компенсації  -  це  відношення  реактивної  складової струму  замикання на землю до ємнісного струму мережі :


Величини V і к визначаються встановленими настройками компенсації.
4.5 При ввімкнутому ДГР на нейтралі мережі виникає напруга зміщення нейтралі, зумовлена наявністю в мережі напруги несиметрії:



 

Для повітряних мереж з нормальним станом ізоляції коефіцієнт заспокоєння дорівнює від
2 до 6 %. При забрудненні і зволоженні ізоляції коефіцієнт може збільшуватись до 10 %.
Для кабельних мереж коефіцієнт дорівнює від 2 до 4 %, а для кабелів із застарілою ізоляцією може досягати 6 %.
4.6 Електрична мережа з увімкнутим ДГР характеризується також ступенем зміщення нейтралі, величина якого:



4.7 Під час замикання на землю в мережі із увімкнутим ДГР через місце пошкодження протікає струм замикання:
в землі або оболонках кабелів, Ом.

4.8 У випадку однофазної несиметрії, зумовленої зменшеною ємністю однієї фази (наприклад, фази В):
- ступінь однофазної несиметрії (у відносних одиницях) розраховують за формулою:




4.9 У мережах з компенсацією ємнісного струму ступінь несиметрії фазних напруг не повинен перевищувати 0,75 % фазної напруги. За відсутності в мережі замикання на землю напруга зміщення нетралі допускається не вище 15 % фазної напруги протягом тривалого періоду і  не вище ЗО % - протягом 1 год.
Під час замикання на землю в мережі напруга зміщення нейтралі допускається 100 % фазної напруги протягом часу пошуку місця замикання на землю, обмеженого умовами 3.5.
4.10 Вимірювання ємнісних струмів, напруг несиметрії та зміщення нейтралі з метою .настроювання компенсації ємнісного струму повинні провадитись під час введення дугогасних реакторів в роботу та при значних змінах схеми мережі, але не менше 1 разу в 6 років.
Вимірювання струмів ДГР і струмів замикання на землю при різних настроюваннях виконуються за необхідності.
4.11 У мережах 6-35 кВ з ізольованою нейтраллю розрахунки ємнісних струмів замикання на землю повинні провадитись під час введення даної мережі в експлуатацію, а також при змінах схеми мережі.

5 Дугогасні реактори, їх призначення та технічні характеристики

5.1 Дугогасний реактор являє собою котушку індуктивності, призначену для компенсації ємнісного струму замикання на землю та обмеження перенапруг при повторних запалюваннях дуги.
За способом регулювання індуктивності (струму компенсації) ДГР, що застосовуються в електричних мережах, поділяються на кілька видів:
- зі ступінчастим регулюванням індуктивності перемиканням відгалужень обмоток без напруги (ступінчасті);
- з плавним регулюванням індуктивності зміною зазора в магнітній системі (плавнорегульовані);
- з плавним регулюванням індуктивності поздовжнім, поперечним або поздовжньо-поперечним підмагнічуванням (керовані) та ін.
5.2 В енергосистемах України * найбільше застосовуються:
*)  Тепер - енергетичні компанії. (Ред.)

- ДГР зі ступінчастим регулюванням індуктивності (ЗРОМ - уземлюючі реактори однофазні масляні та РЗДСОМ - реактори уземлюючі дугогасні ступінчасті однофазні масляні);
- ДГР з плавним регулюванням індуктивності зміною зазора магнітопроводу (РЗДПОМ - реактори уземлюючі дугогасні плавнорегупьовані однофазні масляні, КДР - котушки дугогасні регульовані та ін.).
Основні технічні характеристики ДГР наведено в додатку А (таблиці А.1-А.З).
5.3 Для компенсації ємнісного струму замикання на землю з мережах з компенсованою нейтраллю рекомендується застосовувати ДГР з плавним регулюванням індуктивності і автоматичним настроюванням, також допускається застосовувати ДГР зі ступінчастою зміною індуктивності.
5.4 Дугогасні реактори настроюються на струм компенсації, що дорівнює ємнісному струму замикання на землю (резонансне настроювання). Допускається настроювання ДГР з перекомпенсацією, при якій індуктивна складова струму замикання на землю не перевищує 5 А, а ступінь розстроювання компенсації - 5 %, за умови, що напруга несиметрії даної ділянки мережі не перевищує 0,75 % Uф.
У мережах 6-10 кВ з ємнісним струмом замикання на землю, меншим ніж 10 А, ступінь розстроювання компенсації не нормується. В мережах 35 кВ при ємнісному струмі менше ніж 15 А допускається ступінь розстроювання до 10 %.
За наявності в мережах 6-10 кВ дугогасних реакторів зі ступінчастим регулюванням індуктивності і великою різницею струмів компенсації суміжних відгалужень допускається   настроювання з індуктивною складовою струму замикання на землю не більше 1C А.
6 Вибір місць установлення та потужності дугогасних реакторів

6.1 Дугогасні реактори повинні встановлюватись на живильних підстанціях, зв'язаних із компенсованою електричною мережею не менше
ніж двома лініями електропередачі. Встановлення реакторів на тупикових підстанціях недопустиме, так як обрив провода на живильній лінії (неповнофазний режим живлення трансформатора з ДГР) може призвести до неповнофазної компенсації ємнісних провідностей фаз мережі індуктивними провідностями ДГР. При цьому напруга зміщення нейтралі може досягти небезпечних величин.
6.2 Вибір підстанції для встановлення дугогасних реакторів необхідно провадити з урахуванням конфігурації мережі, можливого поділу мережі на частини, можливих аварійних режимів і впливу на лінії зв'язку. Реактори необхідно розміщувати так, щоб після поділу Мережі в кожній її частині зберігалась можливість настроювання компенсації ємнісного струму, наближеної до резонансної.
6.3 Потужність дугогасних реакторів повинна вибиратись за величиною повного ємнісного струму замикання на землю електричної мережі з урахуванням її розвитку на найближчі 10 років. За відсутності інформації про розвиток мережі потужність ДГР вибирається за величиною повного ємнісного струму, збільшеного на 25 %.


6.4 Розрахункова величина потужності дугогасного реактора визначається за формулою:



 

6.5 Для визначення величини повного ємнісного струму замикання на землю можуть використовуватись:
а) розрахункові значення ємнісного струму повітряної лінії електропередачі, які обчислюються за наближеними формулами:

  1. для одноланцюгових ліній електропередачі




Для ліній 6-10 кВ і ліній 35 кВ без тросів приймається коефіцієнт 2,7, для ліній 35 кВ на дерев'яних опорах з тросами - 3,3, на меіалевих опорах з тросами - 3,0;
2) для дволанцюгових ліній електропередачі




Якщо середньогеометрична відстань між проводами дволанцюгової лінії дорівнює 5 м, то коефіцієнти збільшення ємнісного струму дволанцюгової лінії відносно одноланцюгової приймаються: при горизонтальному розташуванні проводів - 1,2; при розташуванні проводів прямою або оберненою «ялинкою» - 1,3; при вертикальному розташуванні проводів - від 1,35 до 1,4.
Під час вимкнення та уземлення одного із ланцюгів лінії наведені вище коефіцієнти збільшуються за рахунок збільшення ємнісного струму залишеного в роботі ланцюга і відповідно дорівнюють 1,25; 1,4 і 1 5 - 1,6.
Ємність підстанційного обладнання може збільшувати ємкісний струм повітряних і кабельних мереж 6-10 кВ - на 10 %, повітряних мереж
35 кВ - на 12 %. Збільшення ємнісного струму кабельних мереж 35 кВ за рахунок ємності обладнання підстанції не враховується;


3) для ділянок повітряних мереж 35 кВ значення ємнісного струму рекомендується визначати за експериментальною формулою, запропонованою НІЦ «Донбасенерготехнологія»:

  Формула враховує матеріал опор, наявність тросових ділянок і кількість розподільних пристроїв (підстанцій), ввімкнутих лініями електропередачі даної ділянки мережі. Роздільно працюючі системи шин однієї підстанції враховуються як окремі розподільні пристрої;
б) значення питомих ємнісних струмів повітряних і питомих ємнісних струмів замикання на землю кабельних ліній електропередачі
(додаток Б , таблиці Б.1 - Б.4);

в) виміряні інтегральні характеристики ємнісних струмів замикання на землю (розділ 9).
6.6 При застосуванні дугогасних реакторів зі ступінчастим регулюванням струмів компенсації кількість і потужність реакторів вибирається з урахуванням можливої зміни ємнісного струму мережі з тим, щоб ступені регулювання струму давали можливість встановлювати настроювання, наближене до резонансного з боку перекомпенсації при всіх можливих змінах схеми мережі з урахуванням її розвитку.
При значенні ємнісного струму замикання на землю більше ніж 50 А рекомендується застосовувати не менше двох паралельно працюючих ДГР - базисного нерегульованого і підстроювального регульованого.
6.7 За наявності в мережі паралельно працюючих базисного нерегульованого і підстроювального регульованого ДГР необхідно керуватися співвідношенням:




6.8 Діапазон регулювання, який характеризується відношенням граничних струмів ДГР, повинен вибиратись з урахуванням можливих в експлуатації змін ємності мережі відносно землі. Важливою експлуатаційною вимогою до регульованих ДГР є їх забезпечення автоматичним дистанційним настроюванням, у тому числі і в режимі однофазного замикання на землю.

7 Вибір трансформаторів для вмикання дугогасних реакторів

7.1 Для вмикання дугогасних реакторів повинні використовуватись силові трансформатори зі схемою з'єднання обмоток «зірка з виведеною нейтралью - трикутник».
У мережах 35 кВ можуть використовуватись трьохобмоткові трансформатори 110/35/10(6) кВ з обмоткою 10(6) кВ, з'єднаною в трикутник.
У мережах 6-10 кВ допускається використання ненавантажених трансформаторів або трансформаторів власних потреб (ТВП) підстанції

з обмоткою 0.4(0.23) кВ, з'єднаною в трикутник. При цьому ТВП повинні перевірятись на тривале допустиме навантаження:


Перелік трансформаторів, рекомендованих для вмикання дугогасних реакторів, наведено в додатку В (таблиця В.1).
7.2 Використання трансформаторів броньового типу і груп однофазних трансформаторів зі схемою з'єднання обмоток «зірка - зірка» для вмикання дугогасних реакторів недопустиме.
7.3 При експлуатації силових трансформаторів і ввімкнених до них дугогасних реакторів необхідно керуватись такими співвідношеннями:
- потужність дугогасного реактора повинна складати не більше 55 % потужності трансформатора, якщо навантаження трансформатора дорівнює його номінальній потужності;
- потужність дугогасного реактора може бути більшою від потужності трансформатора на 40 %, якщо трансформатор використовується тільки як пристрій для вмикання дугогасного реактора;
- трансформатор може нести навантаження, яке не перевищує 55 % його номінальної потужності, якщо потужність дугогасного реактора дорівнює потужності трансформатора.

8 Схеми вмикання, сигналізації та контролю роботи дугогасних реакторів

8.1 Приєднання дугогасних реакторів до нейтралей трансформаторів, генераторів або синхронних компенсаторів здійснюється роз'єднувачами. Уземлення здійснюється через трансформатори струму.
Трансформатори 6 (10) кВ з приєднаними до їх нейтралей дугогасними реакторами приєднуються до шин підстанцій вимикачами. Захист трансформаторів, до нейтралей яких приєднано ДГР, здійснюється (згідно з ПУЗ) максимальним струмовим захистом з витримкою часу.
Застосування запобіжників у схемах живлення трансформаторів із дугогасними реакторами в нейтралі недопустиме.
Рекомендовані схеми вмикання дугогасних реакторів наведено на рисунку 1.
8.2 На двотрансформаторних підстанціях схеми вмикання дугогасних реакторів повинні передбачати можливість вмикання обох реакторів як до одного, так і до іншого трансформаторів (рисунок 1, г, д). Нейтралі трансформаторів повинні бути розділені роз'єднувачем.
8.3 Установлення дугогасних реакторів у розподільних пристроях виконується відповідно до ПУЗ та інструкцій заводів-виготовлювачів. Невикористані обмотки ненавантажених трансформаторів з дугогасними реакторами в нейтралі захищаються від можливих перенапруг обмежувачами перенапруг (ОПН) або вентильними розрядниками (РВП, РВО). Технічні характеристики обмежувачів перенапруг і вентильних розрядників наведено в додатку В (таблиці В.2, В.З).
Приєднання реакторів до нейтралей трансформаторів рекомендується виконувати сталеалюмінієвими проводами або шинами перерізом 50-70 мм2. Допускається виконувати приєднання кабелем без стальної бронестрічки.
8.4 Схеми сигналізації та контролю роботи дугогасних реакторів наведено на рисунку 2.
На підстанціях, що споруджуються або реконструюються, приводи роз'єднувачів, якими дугогасні реактори вмикаються до нейтралей трансформаторів,повинні виконуватися з електромагнітною блокіровкою, яка забороняє вимикання ДГР під навантаженням (рисунок 2, в).





 

На діючих підстанціях, на яких приводи роз'єднувачів дугогасних реакторів виконано без електромагнітної блокіровки, допускається експлуатація реакторів без блокіровки. При цьому біля роз'єднувачів повинні бути встановлені дві паралельно з'єднані сигнальні лампи (на випадок пошкодження однієї з них), увімкнені в сигнальні обмотки дугогасних реакторів.
8.5 При компенсації ємнісного струму дугогасними реакторами зі ступінчастим регулюванням індуктивності сигнальні лампи для визначення замикання на землю вмикаються в сигнальну обмотку реактора (рисунок 2, г). В коло вторинної обмотки трансформатора струму ТА вмикаються реле струму КА і амперметр РА, що також контролюють струм замикання на землю (рисунок 2, б).
На базі реле струму КА виконується сигналізація замикання на землю, що фіксується на підстанції ( рисунок 2, д,е).
Для сигналізації замикання на землю замість трансформатора струму ТА можна використовувати реле напруги KV, що ввімкнуте в сигнальну обмотку реактора або в обмотку ЗUо трансформатора напруги TV (рисунок 2,а). Для більш точного вимірювання напруга зміщення нейтралі в обмотку 3Uo через розмикаючий контакт реле KV може бути ввімкнуто додатковий вольтметр PV з границями вимірювання 0-30 В. При цьому реле KV повинне мати уставку спрацювання ЗО В.
Для розширення можливості систематизації та аналізу роботи мереж з ізольованою та компенсованою нейтралями доцільно в схеми сигналізації та контролю роботи електричних мереж 6-10 кВ і дугогасних реакторів ввести пристрій автоматичного обліку замикань на землю по фазах, розроблений НІЦ «Донбасенерготехнологія».
8.6 При виконанні компенсації ємнісного струму дугогасними реакторами з плавним регулюванням індуктивності системи сигналізації та контролю роботи компенсуючих пристроїв доповнюються сигналізацією   про режим роботи ДГР (перекомпенсація чи недокомпенсація), а також сигналізацією про вичерпання діапазону регулювання, коли регулятор дугогасного реактора встановлюється в одне з крайніх положень і спрацьовує кінцевий вимикач (рисунок 2, д).
Черговий персонал повинен контролювати настроювання компенсації таким чином, щоб при вимкненні чи ввімкненні відхідної лінії з найбільшим ємнісним струмом діапазон регулювання дугогасного реактора був достатнім. Це практично завжди може бути виконано за наявності паралельно працюючих дугогасних реакторів з регуляторами зі ступінчастим (базового) і плавним (підстроювального) регулюванням індуктивності і здійснюється підбором відгалужень реактора зі ступінчастим регулюванням.
8.7 На рисунку 3 наведено електричну схему дистанційного та автоматичного Керування настроюванням компенсації плавнорегульованого дугогасного реактора. У компенсованих електричних мережах України для автоматичного настроювання компенсації використовуються авто-регулятори РАНК, АРК, УАРК, ЭРК та інші, короткі відомості про які наведено в додатку Г.
9 Методи та схеми вимірювання напруг несиметрії, напруг зміщення нейтралі та ємнісних струмів замикання на землю

9.1 Вимірювання в електричних мережах з компенсацією ємнісного струму замикання на землю виконуються з метою визначення:
- напруги несиметрії мережі та її окремих ділянок для виявлення необхідності та способів вирівнювання ємностей фаз відносно землі;

Кола сигнальної і опорної напруг
QF – вимикач автоматичний; KM - магнітний пускач; М - електродвигун; КР - перемикач керування; SB - кнопки місцевого керування; КК - ключ дистанційного керування; SQ - кінцеві перемикачі вичерпання діапазону регулювання


Рисунок 3 - Електрична схема керування плавнорегульованим дугогасним реактором

 

- напруги зміщення нейтралі при різних настроюваннях дугогасних реакторів і можливих поділах мережі;
- повного ємнісного струму замикання на землю та ємнісних струмів частин мережі, які можуть відокремлюватись за умовами експлуатації, для вибору місць встановлення і потужності дугогасних реакторів.
Вимірювання напруги несиметрії ділянок мережі з компенсованою нейтраллю виконуються в усіх основних (робочих і ремонтних) режимах їх роботи, а вимірювання напруги зміщення нейтралі -в усіх варіантах настроювання дугогасних реакторів.
Електричну схему для вимірювання напруг несиметрії   та зміщення нейтралі показано на рисунку 4.
Використовуються трансформатор напруги, розрахований на номінальну напругу мережі, вольтметр і фазометр ВАФ-85.
Первинна обмотка трансформатора напруги приєднується до уземлюючого пристрою та кінця ізолюючої штанги, а у вторинну обмотку вмикаються вольтметр і фазометр. Затискачі а, Ь і с фазометра ВАФ-85 приєднуються до відповідних шинок напруги трансформатора напруги секції шин для контролю ізоляції в мережі, в якій виконуються вимірювання.
Можлива схема прямого вимірювання напруг несиметрії та зміщення нейтралі мережі з використанням вимірювальних приладів С-96, Ц-4312, Ц-4352 та ін. Один з виводів вимірювального приладу приєднується до уземлюючого пристрою, а інший - до ізолюючої штанги із захисним пристроєм.
Вимірювання як за схемою з трансформатором напруги, так і за схемою прямого вимірювання повинні виконуватись лише з дотриманням правил безпеки.
Під час появи в мережі замикання на землю вимірювання необхідно   негайно зупинити.

 

     До ізолюючої штанги (для увімкнення в нейтраль мережі)





Шинки напруги          трансформатора напруги секції шин
аЬ сО

 



   Рисунок 4 - Електрична схема вимірювання напруг несиметрії та зміщення нейтралі мережі

Вимірювання виконують короткочасним торканням ізолюючої штанги до нульового виводу трансформатора, який призначено для приєднання дугогасного реактора.
9.2 Вимірювання напруги зміщення нейтралі потрібно починати при найбільшому розстроюванні компенсації, незалежно від режиму компенсації. Послідовним перемиканням відгалужень дугогасного реактора зі ступінчастим регулюванням індуктивності (струму компенсації) або зміною зазора  магнітопроводу плавнорегульованого реактора настроювання наближають до резонансу, і мережу переводять, наприклад, із режиму перекомпенсації в режим недокомпенсації.
Якщо електрична мережа або її частина має значну несиметрію фаз відносно землі, то при її настроюванні, яке наближається до резонансного, напруга зміщення нейтралі може досягти величини, сумірної з фазною напругою. При цьому через дугогасний реактор може протікати струм, вимкнення якого роз'єднувачем буде недопустиме. Гранично допустимі зміщення нейтралі і найбільші струми реакторів, які можуть вимикатись роз'єднувачами, наведено в таблиці 1.
Якщо струм дугогасного реактора більший ніж гранитно допустимий для відключення роз'єднувача, то перед його вимкненням необхідно зменшити зміщення нейтралі шляхом зниження напруги несиметрії електричної мережі ввімкненням чи вимкненням однієї із ліній, об'єднанням секцій шин та ін.
За результатами вимірювань будуються частини кривої залежності напруги зміщення нейтралі від настроювання дугогасного реактора Uo=f(/к). згідно з якими надалі виконуються розрахунки ємнісного струму замикання на землю.

Таблиця 1 – Гранично допустимі зміщення нейтралі та найбільші струми реакторів, які  можуть вимикатись роз'єднувачами


Номінальна напруга мережі, кВ

Граничне зміщення нейтралі, кВ

Граничний струм, що вимикається, А

6

1,75

ЗО

10

3,0

20

15

4,3

15

35

10

10

 

На рисунку 5 наведено приклад побудови зазначеної залежності для мережі 35 кВ, в якій установлено дугогасні реактори зі ступінчастим регулюванням струму компенсації.
9.3 Попередню наближену величину повного ємнісного струму замикання на землю може бути розраховано за 6.5 [(формули (13) і (14)] і значеннями питомих ємнісних струмів повітряних та питомих ємнісних струмів замикання на землю кабельних ліній електропередачі (додаток Б, таблиці Б.1-В.4).
9.4 Під час використання дугогасних реакторів зі ступінчастим регулюванням індуктивності повний ємнісний струм мережі чи її частини може бути визначено за результатами:
або вимірювань напруги зміщення нейтралі при різних настроюваннях дугогасного реактора:



або вимірювань струмів, які протікають через реактор при двох його настроюваннях:

 



Для розрахунку ємнісного струму мережі за формулою (17) значення напруг зміщення нейтралі необхідно брати в безперервно зростаючій або спадаючій областях залежності Uo=f(/к)  (рисунок 5).
Якщо в електричній мережі, в якій виконуються вимірювання, встановлено більше одного реактора, то під значеннями I1k іI2k мають на увазі суму відповідних значень струмів компенсації реакторів.
Точність визначення повного ємнісного струму мережі підвищується із збільшенням кількості вимірювань і розрахунків на основі результатів цих вимірювань. Результуюче значення ємнісного струму визначається як середньоарифметичне результату усіх розрахунків.
9.5 Під час використання дугогасних реакторів з плавним регулюванням індуктивності повний ємнісний струм можна розрахувати виходячи із значень вимірювань максимальної напруги зміщення нейтралі (на сигнальній обмотці реактора, на обмотці ЗUo, трансформатора напруги або за схемою рисунка 4) та струму реактора, настроєного в резонанс з ємністю мережі:

 



         Для досягнення найбільшої точності вимірювань значення Uomax повинне бути не менше 5 -15 % . За необхідності несиметрію електричної мережі може бути збільшено шляхом приєднання до однієї із фаз ємності, що дорівнює 0,5-1 % сумарної ємності мережі. Як ємність може бути використано фазу резервної кабельної лінії, що знаходиться під напругою. При цьому довжина резервної кабельної лінії повинна складати приблизно 1 % сумарної довжини ліній мережі.

 




9.6 Для визначення ємнісного струму в кабельній мережі без дугогасних реакторів (в якій несиметрія ємностей фаз відносно землі практично відсутня) може бути створено штучну несиметрію приєднання до однієї із фаз додаткової ємності, величина якої повинна становити
10 -15 % сумарної ємності мережі.
.
Ємнісний струм мережі обчислюється за формулою:

 



Як в кабельних, так і в повітряних електричних мережах за відсутності або недоступності нейтралі ємнісний струм можна визначати за формулою:



У формулах (20) і (21) замість складової 314 UфС доцільно використовувати виміряну величину струму, що протікає через додаткову ємність.
9.7 Одним із методів вимірювання ємнісного струму є метод штучного замикання на землю однієї із фаз мережі (наприклад, фази А). Цей метод застосовується також у випадках, коли потрібно виявити наявність струмів вищих гармонік у струмах замикання на землю осцилографічними вимірюваннями.
Схему вимірювання ємнісного струму методом штучного замикання фази мережі на землю показано на рисунку 6.
Для вимірювання виділяються одна система шин і резервний вимикач Qз для замикання фази на землю. З двох полюсів цього вимикача   (наприклад, В і С) зі сторони живлення знімається ошиновка і всі три полюси з'єднуються послідовно з допомогою закоротки, розрахованої на струм КЗ. Вимикач Qз забезпечується захистом миттєвої дії (струмова відсічка), струм   спрацювання    не повинен перевищувати п'ятикратної величини повного ємнісного струму мережі (5/с). Для вимірювання ємнісного струму /с і струму замикання на землю /з використовуються трансформатор струму ТА2, встановлений в колі вимикача Q3, амперметр РА і ватметр PW. Для вимірювання струму компенсації дугогасного реактора /ц використовується трансформатор струму ТА1.
Трансформатори струму ТА1 і ТА2 можуть бути вибрані на будь-яку номінальну напругу з класом точності не нижче 1,0. Опір вимірювальних вторинних кіл не повинен перевищувати значень, допустимих для роботи трансформаторів струму в класі точності 1,0.

Вмикання та вимикання вимикача Qз повинне виконуватись дистанційно з місця встановлення вимірювальних приладів, яке вибирається на безпечній відстані від комірки вимикача Q3.
Перша гармонічна складова, активна і реактивна складові струму замикання на землю /з, ємнісного струму мережі /с, струму компенсації /к визначаються за показами ватметра PW при почерговому підведенні до нього напруги між незамкнутими на землю фазами Uвc і за величиною напруги 3Uo трансформатора напруги.
Реактивні /р і активні /а складові струмів /с, /з та /к розраховуються за формулами:

 





Рисунок 6 - Схема вимірювання ємнісного струму методом штучного замикання на землю фази мережі

 

Якщо частота мережі при вимірюваннях відрізнялась від 50 Гц, то дійсні величини ємнісних струмів і струмів компенсації повинні бути приведені до частоти 50 Гц за формулами:

 



 

Перемикач SA в колі струму повинен бути виконаний таким чином, щоб під час вмикання амперметра РА і струмової обмотки ватметра PW в коло одного із трансформаторів струму ТА1 або ТА2 коло трансформатора, який не використовується, закорочувалось.
Перемикач напруги SV повинен вмикати вольтметр PV чи на лінійну напругу Uвс, чи на напругу ЗUo трансформатора напруги TV1.
При наявності двох комплектів вимірювальної апаратури в перемикачах SA і SV необхідності немає.
Вимірювання струму дугогасних реакторів провадиться водночас з вимірюванням струму замикання на землю.
Якщо вимірювання ємнісного струму провадились почергово для частин мережі, які можуть відокремлюватись, чи окремих ліній електропередачі, то сума цих струмів буде повним ємнісним струмом усієї мережі. Для контролю результатів випробувань доцільно виміряти повний ємнісний струм усієї мережі при вимкнутих дугогасних реакторах.
9.8 На рисунку 7 показано схему вимірювання ємнісного струму мережі /с і струму дугогасного реактора /к методом штучного зміщення нейтралі від додаткового джерела напруги.
Величина напруги додаткового джерела повинна дорівнювати приблизно ЗО % фазної напруги для повітряних мереж і приблизно» 10 %  для кабельних мереж. Напруга додаткового джерела, що подається на нейтраль, повинна бути в протифазі з однією із фазних напруг мережі.
Трансформатори струму ТА1 і ТА2 можуть бути будь-якої номінальної напруги, а трансформатор струму ТАЗ в нейтралі силового трансформатора повинен мати ізоляцію на повну робочу напругу мережі.
Номінальний струм додаткового джерела повинен бути більшим від ємнісного струму мережі, помноженого на п:



 

Якщо під час вимірювань у мережі виникає замикання на землю, то через додаткове джерело напруги протікає струм

 



 

Цей струм може в кілька разів перевищувати струм двофазного КЗ на виводах джерела.
Тому виділений вимикач (Зз повинен забезпечуватись захистом миттєвої дії (струмовою відсічкою).
Під час проведення вимірювань необхідно дотримуватись такого порядку:

  1. при вимкнутих дугогасних реакторах після збирання схеми вимірювань і ввімкнення

усіх приладів виконується вимірювання напруги несиметрії  Uнс;
- вмикаються дугогасні реактори, настроюються за можливістю в резонанс, провадяться вимірювання напруги зміщення нейтралі Uo для усієї мережі і для ділянок мережі, які в процесі експлуатації можуть відокремлюватись;
- вмикається вимикач (короткочасно) і провадяться вимірювання ємнісного струму /с, струму замикання на землю /з і струму дугогасного реактора /р.
Дійсні величини ємнісного струму, струму замикання на землю і струму дугогасного реактора розраховуються за формулою:



Реактивні складові ємнісного струму, струму замикання на землю та струму дугогасного реактора визначаються за формулою:





Виміряти активну складову струму замикання на землю цим способом практично неможливо.
Метод штучного зміщення нейтралі від додаткового джерела напруги найдоцільніше використовувати для вимірювання ємнісних струмів, струмів замикання на землю та струмів дугогасних реакторів в нейтралях генераторів з метою настроювання компенсації та налагодження релейного захисту.

10 Настроювання та експлуатація дугогасних реакторів

10.1 В електричних мережах, що призначені для роботи з компенсацією ємнісного струму замикання на землю, ступінь асиметрії фазних напруг за 4.9 не повинен перевищувати допустимої величини 0,75 % Uф.
Якщо ступінь несиметрії перевищує зазначену величину, зниження її досягається вирівнюванням ємностей фаз відносно землі:
- транспозицією проводів повітряних ліній електропередачі;
- перенесенням конденсаторів високочастотного зв'язку з однієї фази на іншу;
- підбором ємностей конденсаторів для захисту обертових машин (генераторів, синхронних компенсаторів, електродвигунів) від грозових перенапруг.
Увімкнення нових ліній електропередачі до мережі, що знаходиться в експлуатації, необхідно виконувати за найменшим результуючим ступенем несиметрії.
10.2 Для вирівнювання ємностей фаз мережі транспозицією проводів ліній електропередачі необхідно:

 



 

- розрахувати, на якій відстані від початку лінії електропередачі потрібно виконати транспозицію проводів. Якщо для вирівнювання ємностей фаз необхідно поміняти місцями проводи фаз А і В, то

 



        
На рисунку 8 наведено приклади транспозиції фазних проводів  повітряних ліній електропередачі.

10.3 Вирівнювання ємностей фаз мережі увімкненням (наприклад, до фази А) або вимкненням від неї конденсаторів високочастотного зв'язку відповідно збільшує або зменшує в напрямку вектора фазної напруги цієї фази напругу несиметрії на величину:




 

 

         Послідовність  зміни  напруги  несиметрії  при перенесенні конденсаторів з фази А на фазу  В наведено   на рисунку 9.

 

 



 

10.5 Під час вмикання нових ліній електропередачі до мережі, що експлуатується (розвиток мережі), найвигіднішим приєднанням фаз нових ліній до фаз діючої мережі є таке, при якому результуючій ступінь несиметрії має найменшу величину із трьох можливих приєднань. Порядок визначення найвигіднішого приєднання фаз нової лінії до діючої мережі наведено на рисунку 10.

 

 


Ступінь результуючої несиметрії мережі складається з несиметрії ділянок мережі і ліній, що вмикаються:


 



 

Вектор результуючого ступеня несиметрії мережі з увімкнутими новими лініями має модуль 2,1 % і кут 71° відносно напрямку вектора напруги фази А. Тому перед введенням компенсації ємнісного струму необхідно виконати вирівнювання ємностей фаз відносно землі і знизити ступінь несиметрії до величини, меншої ніж 0,75 %, чи такої, що дорівнювала б 0,75 %.

10.6 Настроювання дугогасних реакторів зі ступінчастим регулюванням індуктивності для можливих конфігурацій електричної мереж:; провадиться за результатами вимірювань ємнісних струмів і напруг зміщення нейтралі Uoмережі та її ділянок (розділ 9) відповідно до 54.

10.7 У діючих компенсованих мережах з реакторами зі ступінчастим регулюванням індуктивності в умовах аварійного виникнення несиметрії ємностей фаз мережі (наприклад, обрив провода або вимкнення однієї фази лінії та ін.) за неможливості настроювання ДГР в резонанс або з перекомпенсацією, яка задовольняє 5.4, як виняток допускається настроювання ДГР з недокомпенсацією, якщо це не призводить до появи напруги зміщення нейтралі, що перевищує 0,7 Uф, а ступінь розстроювання не перевищує 5 %. При цьому для конкретних конфігурацій мережі



Якщо в мережі для випадку 10.7 лінії такої довжини відсутні, то настроювання дугогасних реакторів з недокомпенсацією не викликає небезпеки.
10.9 У повітряних мережах напругою 35 кВ з великим ступенем несиметрії під час увімкнення ДГР замість симетрування мережі доцільно використовувати пристрій подавления напруги зміщення нейтралі   УПНН-201  (розробник - МВП «Рекон» при СКТБ Інституту прикладної математики і механіки, м. Донецьк).  Пристрій   УПНН-201  вмикається  послідовно з дугогасним   реактором  і трансформатором  струму,   через  який  уземлюеться  реактор.   У  нормальному   режимі  роботи  мережі  (без 







 

 

10.10  При виборі відгалужень  дугогасних реакторів  зі ступенчатим регулюванням  індуктивності необхідно  враховувати зниження струму реактора (відносно паспортного значення Iрн)  внаслідок впливу опору трансформаторів, в нейтралі яких увімкнуто реактори.

 
Дійсний струм компенсації розраховується за формулою:



 

10.11 Для настроювання дугогасних реакторів з плавним регулюванням індуктивності застосовуються ручне (на місці), дистанційне (зі щита керування) та автоматичне керування.
Пристрій ручного керування, як правило, монтується в окремій шафі, яку встановлено на сітчастій огорожі трансформатора з ДГР у відкритому розподільному пристрої або на окремій конструкції в закритому приміщенні.
Пристрої дистанційного та автоматичного керування монтуються на одній або кількох панелях на щиті керування.
Для керування двигуном дугогасного реактора використовуються кнопки, ключі керування та реверсивні пускачі.
При місцевому керуванні резонансне настроювання компенсації здійснюється за спеціальним покажчиком, розташованим безпосередньо  на реакторі, який відградуйовано за попередньо виконаним розрахунком ємнісних струмів електричної мережі або її ділянок. При дистанційному керуванні резонансне настроювання здійснюється з допомогою спеціального індикатора, ввімкнутого до сигнальної катушки ДГР або обмотки 3Uo трансформатора напруги. За умови настроювання дугогасного реактора в резонанс стрілка індикатора відхиляється на максимальну кількість поділок.
Настроювання ДГР з допомогою спеціального індикатора є найбільш точним, але потребує виїзду на підстанцію чергового персоналу при змінах конфігурації електричної мережі. Настроювання в резонанс дугогасних реакторів повинне провадитись під час кожного  відвідування підстанції черговим персоналом, але не рідше ніж один раз на місяць.
Найбільш ефективним є автоматичне настроювання ДГР, яке перед іншими настроюваннями має ряд переваг:
- черговий персонал звільняється від виїзду на підстанції під час аварійних та режимних перемикань;
- підвищується оперативність настроювання системи компенсації;
- настроювання провадиться без вимкнення дугогасних реакторів від мережі.
10.12 Якщо в якомусь із можливих режимів експлуатації електричної мережі дугогасний реактор опиниться увімкнутим до шин підстанції, від якої відходить лише одна лінія, то на час існування такого режиму питання про залишення реактора в робочому стані вирішується згідно з місцевими умовами виходячи з вимог забезпечення безпеки персоналу.
10.13 Експлуатація дугогасних реакторів, їх поточний і капітальний ремонти повинні виконуватись відповідно до інструкції заводу-виробника та чинних норм випробувань електрообладнання.




11 Заходи безпеки під час експлуатації дугогасних реакторів

11.1 дугогасних реакторів в нейтралі трансформаторів необхідно виконувати лише з допомогою роз'єднувачів. Використання масляних та інших вимикачів замість роз'єднувачів недопустиме, оскільки вимкнення дугогасних реакторів за наявності замикання на землю призводить до збільшення струму через місце пошкодження та руйнування ізоляції в ньому. В результаті замикання на землю може розвинутись у міжфазне коротке замикання.
11.2 Вмикання або вимикання трансформаторів, до яких увімкнуто дугогасні реактори, допускається виконувати лише при вимкнутому роз'єднувачі в колі трансформатор - реактор [крім випадків спрацювання захисту трансформаторів від багатофазних КЗ ( 8.1)].
11.3 Перемикання відгалужень дугогасного реактора зі ступінчастим регулюванням індуктивності може провадитись лише після вимкнення реактора.
11.4 Вимірювання ємнісних струмів замикання на землю, напруг несиметрії та зміщення нейтралі з метою настроювання дугогасних реакторів для компенсації ємнісного струму повинні провадитись за програмами, складеними і затвердженими в установленому порядку
11.5 Не допускається:
- вмикати або вимикати дугогасні реактори за наявності замикання на землю;
- об'єднувати нейтралі окремо працюючих трансформаторів, до яких увімкнуто дугогасні реактори;
- захищати плавкими запобіжниками приєднання трансформаторів, у нейтраль яких увімкнуто дугогасні реактори.



Додаток А (обов'язковий) Основні технічні характеристики дугогасних реакторів
Таблиця А.1 - Характеристика реакторів серії РЗДСОМ


Тип реактора

Номінальна напруга, кВ

Граничний струм,
А

Тип трансформатора струму

Коефіцієнт трансформації трансформаторів струму

Маса, кг

повна

аггивної частини

масла

РЗДСОМ-115/6У1

б,б/Уз

12,5-25

ТВ-35-25

75/5

740

315

235

РЗДСОМ-230/6У1

6,6/Л/З

25-50

ТВ-35-25

75/5

995

405

315

РЗДСОМ-460/6У1

6,6/Л/З

50-100

ТВ-35-25

100/5

1370

650

410

РЗДСОМ-920/6У1

6,6/Л/3

100-200

ТВ-35-25

200/5

2090

1055

600

РЗДСОМ-190/10У1

11/Л/З

12,5-25

ТВ-35-25

75/5

955

400

310

РЗДСОМ-380/10У1

її/Уз

25-50

ТВ-35-25

75/5

1370

650

410

РЗДСОМ-760/10У1

и/Уз

50-100

ТВ-35-25

100/5

2070

1030

600

РЗДСОМ-1520/1 ОУ1

11/Л/З

100-200

ТВ-35-25

200/5

3610

1840

1110

РЗДСОМ-115/15.75У1

15,75/^3

5-10

ТВ-35-25

75/5

980

370

360

РЗДСОМ-155/20У1

2.21^3,

5-Ю

ТВ-35-25

75/5

1090

405

395

РЗДСОМ-310/35У1

38,5/л/3

6,25-12,5

ТВ-35-25

75/5

2100

771

880

РЗДСОМ-620/35У1

38,5/,/3

12,5-25

ТВ-35-25

75/5

2670

1165

950

РЗДСОМ-1240/35У1 j

38,5/л/З /

25-50

ТВ-35-25

75/5

3640

1805

1100

Примітка 1. Для зміни струму в реактор вмонтовано перемикач, який має п'ять положень. 'Привід перемикача виведено на стінку бака. Примітка 2. Допустима тривалість роботи при найбільшому струмі компенсації  6 год, при менших струмах її зазначено в паспорті реактора. Примітка 3. Магнітопровід виготовлено із електротехнічної сталі, стрижні розділено зазорами, ярма - прямокутної форми . Примітка 4. Обмотка циліндрична, намотана шарами, із мідного проводу.

     Таблиця А.2. Характеристика  реакторів  серії  РЗДПОМ



Таблица А 3 –  Характеристика  реакторів  серії  ЗРОМ






Додаток Б  (обов'язковий)   Ємнісні струми замикання на землю та ступінь несиметріїємностей фаз відносно землі 



    


Продовження таблиці Б.1




Продовження таблиці Б.1




Продовження таблиці Б.1



 


  Продовження таблиці Б.1



 

           Продовження таблиці Б.1



           Таблиця Б.2 - Зарядні та ємнісні струми замикання на землю кабелів із секторними жилами та поясною
            ізоляцією,   А/км


Переріз,
MM2

Кабелі   6 кВ

Кабелі   10кВ

Зарядний струм

Струм замикання на землю

Зарядний струм

Струм замикання на землю

16

0,24

0,37

0,33

0,52

25

0,32

0,46

0,42

0,62

35

0,36

0,52

0,47

0,69

50

0,41

0,59

0,54

0,77

70

0,49

0,71

0,60

0,9

95

0,51

0,82

0,69

1,0

120

0,62

0,89

0,74

1,1

150

0,70

1,1

0,84

1,3

185

0,79

1,2

0,95

1,4

240

0,89

1,3

1,06

1,6

300

1,00

1,5

1,16

1,8

              Таблиця Б.З - Зарядні ємнісні струми замикання на землю кабелів ОСБ, А/км


Переріз,
MM2

Кабелі 20 кВ

Кабелі 35 кВ

Зарядний струм

Струм замикання на землю

Зарядний струм

Струм замикання на землю

25

0,66

2,0

-

-

35

0,74

2,2

-

-

50

0,84

2,5

-

-

70

0,95

2,8

1,2

3,7

95

1,0

3,1

1,4

4,1

120

1,1

3,4

1,5

4,4

150

1,3

3,7

1,6

4,8

185

1,4

4,0

1,7

5.2

Таблиця Б.4 - Зарядні та ємнісні струми замикання на землю кабелів з пластмасовою ізоляцією, А/км


Переріз, мм

Кабель 6 кВ

Кабель 10 кВ

Кабель 20 кВ

Кабель 35 кВ

Зарядний струм

Струм замикання на землю

Зарядний струм

Струм замикання на землю

Зарядний струм

Струм замикання на землю

Зарядний струм

Струм замикання на
землю

25

0,33

0,55

0,62

1,9

1,0

3,0

1,1

3,3

35

0,35

0,60

0,69

2,1

1,1

3,3

1,2

3,6

50

0,35

0,65

0,78

2,3

1,2

3,6

1,3

3,9

70

0,38

0,70

0,87

2,6

1,3

3,9

1,5

4,5

95

0,41

0,75

0,96

2,9

1,4

4,2

1,6

4,8

120

0,47

0,85

1,05

3,2

1,6

4,8

1,8

5,4

150

0,49

0,9

1,14

3,4

1,7

5,1

1,9

5,7

185

0,55

1,0

1,25

3,8

1,9

5,7

2,1

6,3

240

0,60

1,0

1,51

4,5

2,1

6,3

2,3

6,9

300

-

-

1,65

5,0

2,3

6,9

2,5

7,5

400

-

-

1,85

5,6

2,5

7,5

2,7

8,1

500

-

-

-

-

4,8

8,4

3,0

9,0

Примітка: 1. Три жили кабелів 6 кВ мають спільний металевий екран. Примітка: 2. Кожна жила кабелів 10-35 кВ має окремий металевий екран.






Додаток В (обов'язковий)
Трансформатори для увімкнення дугогасних реакторів, технічні характеристики обмежувачів
перенапруги тавентильних розрядників

Таблиця В 1 - Типи та параметри трансформатора


 
 Таблиця В.2 - Технічні характеристики обмежувачів перенапруги


 

Таблиця В.З - Технічні характеристики вентильних розрядників


Тип розрядника

Найбільша допустима напруга, кВ

Пробивна напруга при 50 Гц, кВ

Імпульсна пробивна напруга в передзарядний час від 2 до 20 мкс

Залишкова напруга при імпульсному струмі з довжиною фронту хвилі 10 мкс з амплітудою, кА

не менше

не більше

3

5

10

РВП-6
РВП-10
РВП-35
РВО-6
РВО-10
РВО-35

7,6
12,7
42,0
7,2
12,7
42,0

16
26
75
16
26
78

19
30,5
95
19
30,5
98

35
50
130
32
48
150

28 47
- 25
43
-

30
50
130
27
45
150

-
-
-
-
-






Додаток Г (рекомендований)
Коротківідомості про регулятори автоматичного настроювання компенсації ємнісного струму замикання на землю

Авторегулятори РАНК і АРК (розробник - Інститут електродинаміки НАН України) працюють за принципом вимірювання фазових кутів між напругою на дугогасному реакторі (напруга сигналу) і заданою опорною напругою. Напруга сигналу   знімається   з   вторинної   обмотки трансформатора напруги НОМ-10(6) кВ, увімкнутого паралельно до ДГР

мережі контур нульової послідовності змінює точку резонансного настроювання. При цьому змінюється фаза напруги сигналу і кут між опорною та сигнальною напругами. У колі фазочутливого випрямляча кут буде відрізнятися від 90°, і на виході з'являється напруга, величина і полярність якої визначається знаком і ступенем розстроювання контура. Ця напруга через лінійний підсилювач і пристрій захисту від перешкод діє на органи керування, які видають команду на виконавчі органи. При досягненні настроювання реактора   в резонанс напруга на виході фазочутливого випрямляча дорівнює 0. Виконавчі органи від'єднуються і процес настроювання закінчено.
У регуляторах автоматичного настроювання компенсації УАРК-101 (розробник - Донецький Інститут прикладної математики і механіки НАН України) як основний вузол використовують лінійний вимірник різниці ємнісного струму мережі та індуктивного струму реактора, який здійснює вимірювання цієї різниці до виникнення замикання на землю.
Вимірювання ємнісного та індуктивного струмів дає можливість звільнитися від проблеми виникнення нестійких режимів при автоматичному настроюванні ДГР в умовах високої добротності контуру мережа - ДГР. Крім того, наявність в УАРК-101 лінійного вимірника дає можливість використовувати регулятор і для настроювання реакторів зі ступінчастим регулюванням індуктивності.
Авторегулятори УАРК-201 (розробник - Донецький Інститут прикладної математики і механіки НАН України) в поєднанні з плавнорегульованим дугогасним пристроєм дає можливість компенсувати як ємнісну, так і активну складові струму замикання на землю в кабельних і повітряних мережах напругою 6 кВ під час однофазних замикань на землю. Як плавнорегульований дугогасний пристрій використовується пристрій типу УДТМ (ТАДТМ), електричну схему якого наведено на рисунку Г.1, а  технічні характеристики — в таблиці Г.1. Плавне регулювання індуктивності УДТМ (ТАДТМ) здійснюється за принципом широтно-імпульсної модуляції струму через низьковольтну котушку УДТМ (ТАДТМ) з допомогою зміни кутів відмикання тиристорів.
Регулятор автоматичного настроювання компенсації ЭРК-1.0 (розробник - МП «Ирис», м. Київ) забезпечує:
- настроювання індуктивності плавнорегульованого ДГР в резонанс по екстремуму напруги нейтралі при відсутності замикання на землю і змінах конфігурації мережі;
- автоматичне розпізнаванння ситуації однофазного замикання на землю з визначенням пошкодженої фази та регулюванням індуктивності ДГР до досягнення мінімуму амплітуди напруги пошкодженої фази.
Для роботи регуляторів автоматичного настроювання компенсації РАНК, АРК і УАРК-101 необхідне створення штучного зміщення нейтралі (штучної жорсткої несиметрії) шляхом вмикання до однієї із фаз мережі високовольтних конденсаторів. Для роботи регуляторів УАРК-201 і ЭРК-1.0 штучне зміщення нейтралі не потрібне.
Розроблено та освоєно промислове виробництво панелей автоматичного настроювання компенсації ПРОТАР і КАСКАД, які також не потребують штучного зміщення нейтралі.


 

 

УДК 621.3.014.7
Ключові слова: електрична мережа, компенсована нейтраль, ємнісний струм, дугогасні реактори, напруга несиметрії, напруга зміщення нейтралі, ступінь несиметрії, ступінь розстроювання, ступінь зміщення, настроювання, експлуатація.



Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации