Дугогасильны реактори (стр. 5 из 6)
У мережах 35 кВ і вище при ємнісних струмах замикання на землю не менш 15 А можна допускати трохи більші ступені розстройки, але не перевищуючі 10%.
У мережах 6, 10, 15 кВ, якщо встановлені дугогасильні реактори мають більшу різницю струмів суміжних відгалужень, тимчасово допускається мати настроювання, при яких реактивна складова струму замикання на землю не більше 10 А.
При відсутності замикання на землю в мережі допускається напруга зсуву нейтралі не більше 0,15 Uф й більше цієї величини – до 0,3 Uф протягом 1 години.
Найбільший зсув нейтрали 1,72 Uф виникає у випадку, якщо від однієї фази мережі відбудеться відділення проводу довжиною 60 км.
Гранична довжина лінії повинна бути перевірена також з обліком підключених до неї навантажених трансформаторів. Цей варіант розрахунку виконується для ступеня максимального зсуву нейтралі при резонансному настроюванні (
).Якщо в мережі лінії граничних довжин відсутні, то небезпечні зсуви нейтралі при неповнофазних режимах живлення (обриви проводів, перегоряння запобіжників) виникнути не можуть. У такій мережі робота з недокомпенсацією безпечна. Якщо ж у мережі з недостатньою потужністю дугогасильних апаратів є довгі лінії, то обриви проводів на ділянках довжиною
(рахуючи з боку живлення) можуть привести до небезпечних зсувів нейтралі мережі. Тимчасово до поповнення потужності, що компенсує, на цих ділянках повинен бути посилений експлуатаційний нагляд за станом проводів і з'єднувачів.Крім того, доцільно підібрати лінію такою довжиною, автоматичне виділення якої на окреме живлення приводило б до резонансного настроювання компенсації або перекомпенсації в іншій мережі з появою в ній напруги зсуву нейтралі, що перевищує 0,3 Uф.
Недокомпенсація припустима у схемі блоку генератор - трансформатор, тому що в ній виникнення несиметрії ємностей фаз щодо землі практично не можливо, за винятком випадку, коли у трансформаторній групі блоку виведена з роботи одна фаза для ремонту (при неповнофазному режимі роботи трансформаторної групи).
Результати вибору настроювань для різних схем сполучення мережі повинні бути оформлені у вигляді таблиці (табл. 5).
Таблиця 5
Настроювання дугогасильних реакторів
мережі _______кв_______енерго
| Схема сполучення мережі | Ємнісний струм  , А | Настроювання ДГР | Струм замикання на землю  , А | Ступінь розстройки   | ||||||
| №1 | №2 | №3 | ||||||||
| № відгалуження | Струм, А | № відгалуження | Струм, А | № відгалуження | Струм, А | |||||
Незалежно від способу визначення ємнісного струму й струму ДГР обране настроювання компенсації відносно найменшого струму замикання на землю повинно перевіряться виміром цього струму при металевому замиканні на землю фази мережі. Одночасно осцилографуванням магнітоелектричним осцилографом доцільно оцінити складові вищих гармонік у струмі замикання на землю й час
, необхідний для відновлення напруги до нормальної фазної напруги мережі після відключення замикання на землю.Оперативні дії з дугогасильними реакторами виконуються тільки за вказівкою чергового диспетчера енергосистеми або мережного району.
Зміни настроювання дугогасильних реакторів виконуються в наступному порядку:
1. Черговий диспетчер робить вибір настроювання у зв'язку зі зміною конфігурації мережі або поділом її на частини. Після цього він дає вказівку черговому персоналу електростанцій або підстанцій, на яких установлені ДГР, про зміну настроювань.
2. Черговий персонал по сигнальних пристроях на щиті й у ДГР, а також по відсутності гулу в реакторах переконується у відсутності в мережі замикання на землю.
3. ДГР відключається від мережі роз'єднувачем.
4. Черговий персонал встановлює обране відгалуження, і ДГР підключається роз'єднувачем до мережі.
Якщо відгалуження сигнальної обмотки дугогасильного реактора не виведені на його перемикач, то для забезпечення надійної роботи сигналізації ДГР при зміні його настроювання, необхідно змінити підключення сигнальної обмотки перестановкою кінця сигнального ланцюга з одного незаземленого низьковольтного введення на іншому, відповідному встановленому положенню перемикача відгалужень.
Для перекладу дугогасильного реактора з одного трансформатора або генератора на інший необхідно зробити спочатку відключення реактора, а потім включити його на інший трансформатор або генератор.
Перемикання відгалужень без відключення дугогасильного реактора від мережі роз'єднувачем не допускається за умовами безпеки, тому що під час перемикання не виключається ймовірність виникнення замикання на землю й поява на реакторі фазної напруги мережі. Перемикання відгалужень без відключення від мережі й при замиканні на землю припустимо тільки для спеціальних підстроюваних реакторів, що мають пристрій автоматичного швидкодіючого перемикання під струмом.
Відключення або включення роз'єднувача ненавантаженого трансформатора, до нейтралі якого підключений дугогасильний реактор, виконується лише після відключення реактора, тому що неодночасність розмикання або замикання контактів роз'єднувача може привести до появи небезпечних перенапруг у мережі, що виникають внаслідок неповнофазної компенсації ємностей фаз щодо землі.
Для підтримки настроювань компенсації, може використатися часткова або повна автоматизація компенсації ємнісних струмів. Часткова автоматизація полягає в автоматичному вимірі розстройки компенсації. При цьому підстроювання до резонансу виконується експлуатаційним персоналом.
Повна автоматизація полягає в автоматичних вимірах розстройки й перебудовах індуктивностей дугогасильних апаратів.
Часткова або повна автоматизація компенсації доцільна тоді, коли вартість зниження збитків за рахунок автоматизації перевищує або дорівнює витратам на автоматизацію.
Автоматизація потрібна:
1. У всіх кабельних мережах 35 кВ.
2. Повітряних мережах 35 кВ, коли 30% ПЛ мають довжину 25-30 км.
3. У кабельних мережах 6-10 кВ при повному ємнісному струмі не менш 60 А та 20 кабельних лініях, підключених до шин живильних підстанцій.
У повітряних мережах 6-10 кВ автоматизація компенсації не потрібна.
Мережі з ізольованої нейтралью та з компенсацією ємнісних струмів призначені для нормального електропостачання споживачів при наявності в мережі замикання на землю, тривалість якого нормується експлуатаційними міркуваннями залежно від місця й характеру ушкодження, небезпеки поразки струмом людей й імовірності розвитку ушкодження в аварію.
Дії експлуатаційного персоналу по відновленню нормального режиму роботи мережі полягає у визначенні приєднання з ушкодженням і характеру ушкодження, в огородженні або виділенні місця ушкодження, підготовці й проведенні відбудовного ремонту.
Для визначення приєднання з ушкодженням затрачається не багато часу. При цьому використаються всі засоби сигналізації й визначення місця замикання на землю (пристрою селективної сигналізації замикань на землю для визначення ушкодженого приєднання; сигналізація, за допомогою якої визначається ушкоджена ділянка лінії; переносні пристрої й прилади для визначення місця ушкодження на лінії, а також почергові виділення й короткочасні відключення приєднань із використанням АПВ).
Характер ушкодження встановлюється при огляді встаткування розподільного пристрою або лінії.
Операції по відшуканню місця замикання на землю повинні виконуватися по можливості швидко, тому що кожне відключення спричиняє деяку розстройку компенсації в кожній з окремих частин лінії. Переклад якої-небудь лінії із частини мережі із замиканням на землю в частину без замикання збільшує перекомпенсацію в першій, у той час як у другій частині настроювання наближається до резонансного.
Для короткочасного відключення з метою відшукання замикання на землю повинні використатися встановлені на лініях АПВ.
Одночасно з оперативними діями по відшуканню місця ушкодження виконується огляд працюючих дугогасильних реакторів і трансформаторів, до нейтралей яких вони підключені. При огляді записуються початкові показання термометрів ДГР; звертається увага на потріскування усередині бака; у схемі первинного ланцюга перевіряється відсутність коронування, іскріння контактів; оглядається газове реле з метою виявлення в ньому повітря або газу; перевіряється робота світлової сигналізації в роз'єднувачах.
За приладами встановлюється ретельне спостереження. Про кожну зміну показань, пов'язану з оперативними діями по відшуканню в мережі ушкодженої лінії або ж зі зміною стану ушкодження, доповідається черговому диспетчерові.
Якщо відшукання замикання на землю затягується або за умовами навантаження лінія з ушкодженням не може бути виведена в ремонт, то після двогодинної роботи із замиканням на землю необхідно вести ретельне спостереження за температурою верхніх шарів масла ДГР, записуючи показання термометра через кожні 30 хв.
При зазначених обставинах допускається підвищення температури верхніх шарів масла до 100 °С.