Формула мощности дугогасящего реактора

Однофазные замыкания на землю. Компенсация емкостных токов замыкания на землю. ДГР

1. Основные характеристики ОЗЗ

Одним из наиболее частых видов повреждений на линиях электропередачи является однофазное замыкание на землю (ОЗЗ) — это вид повреждения, при котором одна из фаз трехфазной системы замыкается на землю или на элемент электрически связанный с землей. ОЗЗ является наиболее распространенным видом повреждения, на него приходится порядка 70-90 % всех повреждений в электроэнергетических системах. Протекание физических процессов, вызванных этим повреждением, в значительной мере зависит от режима работы нейтрали данной сети.

В сетях, где используется заземленная нейтраль, замыкание фазы на землю приводит к короткому замыканию. В данном случае ток КЗ протекает через замкнутую цепь, образованную заземлением нейтрали первичного оборудования. Такое повреждение приводит к значительному скачку тока и, как правило, незамедлительно отключается действием РЗ, путем отключения поврежденного участка.

Электрические сети классов напряжения 6-35 кВ работают в режиме с изолированной нейтралью или с нейтралью, заземленной через большое добавочное сопротивление. В этом случае замыкание фазы на землю не приводит к образованию замкнутого контура и возникновению КЗ, а ОЗЗ замыкается через емкости неповрежденных фаз.

Величина этого тока незначительна (достигает порядка 10-30 А) и определяется суммарной емкостью неповрежденных фаз. На рис. 1 показаны схемы 3-х фазной сети в режимах до и после возникновения ОЗЗ.

Рисунок 1 – Схема сети с изолированной нейтралью а) в нормальном режиме; б) при ОЗЗ

Такое повреждение не требует немедленного отключения, однако, его длительное воздействие может привести к развитию аварийной ситуации. Однако при ОЗЗ в сетях с изолированной нейтралью происходят процессы, влияющие на режим работы электрической сети в целом.

На рис. 2 представлена векторная диаграмма напряжений.

Рисунок 2 – Векторные диаграммы напряжений а) в нормальном режиме; б) при ОЗЗ

При ОЗЗ происходит нарушение симметрии линейных фазных напряжений, напряжение поврежденной фазы снижается практически до 0, а двух “здоровых” фаз поднимаются до уровня линейных. При этом линейные напряжения остаются неизменными.

2. Последствия ОЗЗ

Несмотря на преимущества изолированной нейтрали, такой режим работы имеет ряд недостатоков:

1. В зависимости от разветвленности сети емкостной ток может находиться в пределах от 0,1 до 500 ампер. Такая величина тока может представлять опасность для животных и людей, находящихся рядом с местом замыкания, по этой причине данные замыкания нужно выявлять и отключать, так же, как это делается и в сетях с глухозаземленной нейтралью.
2. В большинстве случаев при ОЗЗ возникает дуговое замыкание на землю, которое может носить прерывистый характер. В таком случае, в процессе дугового замыкания возникают перенапряжения, превышающие в 2-4 раза номинальное фазное напряжение. Изоляция в процессе замыкания может не выдержать такие перенапряжения, вследствие чего возможны возникновения пробоя изоляции в любой другой точке сети и тогда замыкание развивается в двойное короткое замыкание на землю.
3. В процессе развития и ликвидации ОЗЗ в трансформаторах напряжения возникает эффект феррорезонанса, что с высокой вероятностью приводит к их преждевременному выходу из строя.

Несмотря на перечисленные недостатки ОЗЗ не требует немедленного ликвидации повреждения. Согласно ПУЭ, при возникновении ОЗЗ возможно эксплуатация сети без отключения аварии в течении 4 часов, которые выделяются на поиск поврежденного участка.

3. Расчет суммарного тока ОЗЗ

При замыкании на землю фазы одной из нескольких ЛЕП, что включенные к общему источнику, суммарный ток в месте замыкания за счет емкостных токов всех ЛЕП можно рассчитать несколькими методами.

Первый метод заключается в использовании удельных емкостей ЛЭП. Этот способ расчета даст наиболее точный результат и является предпочтительным. Удельные емкости ЛЭП можно взять из справочной литературы, или же из технических характеристик кабеля, предоставляемых заводом-изготовителем.

Выражение для определения тока ОЗЗ:

,

где С_∑ – суммарная емкость фазы всех ЛЕП, причем С_∑ = С_{уд l};
С_уд – удельная емкость фазы сети относительно земли, Ф/км;
l – общая длина проводника одной фазы сети.

Второй метод применим для сетей с кабельными ЛЭП. Ток замыкания на землю для такой сети можно определить по эмпирической формуле:

,

где U_НОМ – номинальное линейное напряжение сети, кВ;
l_i – длина кабельной линии, км;
q_i – сечение жилы кабеля, мм 2 .

Кроме этих методов для расчета суммарного тока ОЗЗ, можно использовать значения емкостных токов каждого кабеля взятых из справочной литературы.

4. Компенсационные меры защиты

Из-за распределённой по воздушным и кабельным линиям электропередач ёмкости, при ОЗЗ в месте повреждения протекает ёмкостный ток. В наиболее тяжелых случаях, возможно возникновение электрической дуги, горение которой может приводить к переходу ОЗЗ в двух- или трёхфазное замыкание и отключению линии релейной защитой. Вследствие этого потребитель электроэнергии может временно лишиться электроснабжения.

В соответствии с положениями ПУЭ в нормальных условиях работы сети должны предприниматься специальные меры защиты от возможного пробоя на землю.
Для предотвращения возникновения дуги и уменьшения емкостных токов применяют компенсацию емкостных токов. Значения емкостных токов, при превышении которых требуется компенсация согласно ПУЭ и ПТЭ, приведены табл. 1.

Таблица 1 – Значения токов требующие компенсации

При более низких уровнях токов считается, что дуга не загорается, или гаснет самостоятельно, применение компенсации в этом случае не обязательно.

5. Дугогасящий реактор

Для ограничения емкостных токов в нейтраль трансформатора вводится специальный дугогасящий реактор (рис. 3).

Рисунок 3 – Дугогасящий реактор

Этот способ является наиболее эффективным средством защиты электрооборудования от замыканий на землю и компенсации емкостного тока. С его помощью удаётся снизить (компенсировать) ток однофазного замыкания на землю, возникающий сразу после аварии.

6. Основные характеристики ДГР

Дугогасящий реактор (ДГР) – это электрический аппарат, предназначенный для компенсации емкостных токов в электрических сетях с изолированной нейтралью, возникающих при однофазных замыканиях на землю (ОЗЗ). Главным нормативным документом регламентирующим работу, установку и надстройку ДГР является Р 34.20.179.

Дугогасящие реакторы должны подключаться к нейтралям трансформаторов, генераторов или синхронных компенсаторов через разъединители. В цепи заземления реакторов должен быть установлен трансформатор тока. Рекомендуемые схемы подключения ДГР представлены на рис. 4.

Рисунок 4 – Схема подключения ДГР: а) подключение ДГР к трансформаторам СН; б) подключение ДГР к нейтрале силового трансформатора

Индуктивность ДГР подбирается из условия равенства емкостной проводимости сети и индуктивной проводимости реактора. Таким образом, происходит компенсация ёмкостного тока. Ёмкостный ток суммируется в месте замыкания равным ему и противоположным по фазе индуктивным, в результате остается только активная часть, обычно очень малая, это утечки через изоляцию кабельных линий и активные потери в ДГР (как правило, не превышают 5 А), которой недостаточно для возникновения электрической дуги и шагового напряжения. Токоведущие цепи остаются неповреждёнными, потребители продолжают снабжаться электроэнергией.

Современные ДГР имеют различные конструктивные особенности и производятся для огромного диапазона мощностей. В таблице 2 приведен ряд параметров дугогасящих реакторов разных производителей.

Источник

Формула мощности дугогасящего реактора

Дугогосящие реакторы

Одно из основных достоинств сетей с изолированной нейтралью – возможность сохранения их в работе при наиболее частом виде повреждения в линиях электропередачи – однофазных замыканиях на землю (ОЗЗ). Главным критерием, вынуждающим отключать потребителей в режиме ОЗЗ, является величина тока в месте замыкания, обусловленная емкостью фаз сети относительно земли, приводящая к возникновению устойчивой дуги и, как следствие, тяжелым авариям.
Постоянное развитие сетей ведет к росту этого емкостного тока, который может быть компенсирован специальными индуктивными (дугогасящими) аппаратами, вопрос правильного выбора и подключения которых каждый раз встает перед проектировщиками. Рассмотрению этого вопроса посвящена статья чебоксарских специалистов.

ДУГОГАСЯЩИЕ РЕАКТОРЫ В СЕТЯХ СРЕДНЕГО НАПРЯЖЕНИЯ
Компенсация емкостных токов замыкания на землю

Владимир Козлов, к.т.н., главный конструктор
Михаил Петров, к.т.н., главный специалист по режимам нейтрали
ООО «НПП Бреслер», г. Чебоксары

Один из вариантов решения проблем ликвидации ОЗЗ был предложен в 1916 году Петерсеном [1] и заключается в компенсации емкостных токов от места замыкания посредством специальных индуктивностей – дугогасящих катушек (ДГК) или дугогасящих реакторов (ДГР). Включение ДГР, кроме снижения тока в месте замыкания, приводит к увеличению времени восстановления напряжения на поврежденной фазе, что способствует восстановлению диэлектрических свойств изоляции в месте повреждения.

Одним из главных преимуществ сетей с компенсацией емкостных токов также является снижение кратности перенапряжений в случае дуговых замыканий до 2,4–2,6 U ф ( U ф – фазное напряжение сети) при резонансной настройке контура нулевой последовательности сети. В условиях развития сетей и изменения их конфигурации поддержание резонансной настройки требует новых подходов к автоматике управления ДГР [2].

Значения емкостных токов, при превышении которых требуется компенсация, и условия выбора дугогасящих аппаратов приведены в [3]. В настоящее время с целью повышения эффективности эксплуатации электрических сетей компенсацию применяют при токах, существенно меньших рекомендованных ПУЭ и ПТЭ.

В условиях современной тенденции замены кабелей с маслонаполненной изоляцией на кабели со СПЭ-изоляцией, увеличиваются емкости относительно земли и актуальность задачи компенсации емкостных токов постоянно нарастает. В частности, этот факт отражен в Положении о технической политике ФСК ЕЭС [4], в котором определено, что «при новом строительстве, расширении и реконструкции сетей напряжением 6–35 кВ необходимо рассматривать варианты проектных решений сети с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор с автоматической компенсацией емкостных токов».

СХЕМЫ ВКЛЮЧЕНИЯ ДГР

Принципиально ДГР должны быть установлены в каждой фазе сети (рис. 1). При таком техническом решении катушка, подключенная к конкретной фазе, компенсирует емкостный ток замыкания на землю этой фазы.

Рис. 1. Эквивалентная схема трехфазной сети 6–35 кВ с пофазной компенсацией емкостных токов

Высокая стоимость трехфазной системы компенсации емкостных токов, ее громоздкость и технические сложности в пофазной настройке ДГР привели к тому, что наибольшее распространение получило решение с установкой одного ДГР в нейтраль сети (рис. 2). Но оно требует наличия явно выраженной нейтрали сети, которая не всегда имеется. На рис. 2 ДГР подключен к сети посредством специального нейтралеобразующего трансформатора TN.

Рис. 2. Эквивалентная схема сети с одним компенсирующим устройством

Принципиально добиться компенсации емкостного тока сети можно как изменением индуктивности ДГР, так и изменением добавочной емкости С Д , установленной параллельно ДГР. Недостатком последнего варианта является наличие последовательного контура «емкость С Д – индуктивность рассеяния трансформатора TN», который может создать значительные перенапряжения на ДГР, а также сложности в управлении высоковольтными конденсаторными установками. Поэтому в настоящее время в основном применяются только управляемые дугогасящие реакторы.

Мощность ДГР в схеме рис. 2 должна быть не меньше суммарной реактивной мощности фазных емкостей С А , С В , С С сети.

Как правило, мощность ДГР выбирается с учетом перспективного развития сетей и возможности компенсации емкостных токов одним реактором при объединении секций шин (СШ) и выводе в ремонт реактора другой СШ. В [5] приводятся расчет мощности и выбор дугогасящих аппаратов. Многие положения этого документа устарели.

НЕЙТРАЛЕОБРАЗУЮЩИЕ УСТРОЙСТВА

Трансформаторы, использующиеся для создания искусственной нейтрали с целью присоединения к ней ДГР, принято называть нейтралеобразующими, подземляющими, присоединительными или фильтрами нулевой последовательности. Последнее название подчеркивает тот факт, что реактор при ОЗЗ создает контур для протекания токов нулевой последовательности сети.

В качестве таких присоединительных трансформаторов могут применяться любые трехфазные трансформаторы соответствующей мощности. Первичные обмотки трансформатора должны быть соединены в звезду с выведенной нейтралью, к которой и подсоединяется ДГР. Кроме того, необходимо наличие вторичных обмоток, соединяемых в замкнутый треугольник, что обеспечивает малое сопротивление трансформатора токам нулевой последовательности сети.

Малого сопротивления токам нулевой последовательности сети можно также добиться соединением обмоток трансформатора в зигзаг [6]. Первичная обмотка такого трансформатора разбита на две равные части, которые соединяются последовательно, встречно с половинкой обмотки другой фазы (рис. 3). В результате такого соединения суммарное количество витков, приходящихся на одну фазу, в 1,15 раза больше, чем в аналогичной обмотке при соединении просто в звезду. Однако отсутствие необходимости во вторичной обмотке, соединяемой в замкнутый треугольник, делает такое решение экономически оправданным для задачи искусственного создания нейтрали. Такие трансформаторы получили название – фильтры нулевой последовательности (ФМЗО).

Рис. 3. Схема подключения ДГР посредством ФМЗО

Если силовые трансформаторы (T на рис. 4) или трансформаторы собственных нужд сети имеют подходящее соединение вторичных обмоток, ДГР может быть подключен непосредственно к их нейтрали. В этом случае мощность реактора не должна превышать 7–10% номинальной мощности трансформатора. В качестве нейтралеобразующих трансформаторов могут применяться силовые масляные трансформаторы серий ТМ, ТМА, ТМГ с выведенной нейтралью и соединенной в треугольник вторичной обмоткой (TN на рис. 4).

Рис. 4. Схема подключения ДГР к нейтрали сети 35 кВ и 6–10 кВ с помощью TN

При проектировании системы компенсации емкостных токов необходимо обратить внимание на влияние сопротивления TN на выбор величины тока ДГР [5]. Истинное значение тока реактора можно рассчитать по формуле:

где I_L – максимальное паспортное значение тока реактора;
X_L – минимальное значение индуктивного сопротивления ДГР в заданном диапазоне регулирования;
X_TN – эквивалентное сопротивление TN токам нулевой последовательности.
Последнее рассчитывается по формуле:

где U_K, U_НОМ и S_НОМ – соответственно напряжение КЗ трансформатора (паспортное значение в %) TN, номинальные напряжение и мощность трансформатора.

ДУГОГАСЯЩИЕ РЕАКТОРЫ

Дугогасящие реакторы выпускаются регулируемого и нерегулируемого исполнения.

Регулируемые ДГР нашли широкое применение в распределительных сетях 6–35 кВ. По принципу регулирования ДГР подразделяются на ступенчато- и плавнорегулируемые. К первому типу относятся катушки типа ЗРОМ, РЗДСОМ и эксплуатировавшиеся в СССР с 1950–60 гг. реакторы типа CEUF (ГДР). В настоящее время данный тип реакторов практически не выпускается.

Плавнорегулируемые ДГР представлены плунжерными реакторами, в которых регулирование индуктивности производится изменением немагнитного зазора сердечника, и ДГР с подмагничиванием сердечника, за счет которого изменяется рабочие точки на нелинейной характеристике магнитопровода, а следовательно, и индуктивность реактора.

Попытки избавиться от основного недостатка плунжерных реакторов – наличия механического привода – привели к появлению разнообразных ДГР с подмагничиванием от внешнего источника продольного, поперечного и смешанного возбуждения. Однако большая потребляемая мощность, малый диапазон регулирования тока компенсации, наличие высших гармонических в токе рабочей обмотки, сложность автоматического управления сделали этот тип ДГР неконкурентоспособным на рынке электрооборудования. Большая часть этих реакторов демонтирована, а остальные постепенно выводятся из эксплуатации.

К дугогасящим реакторам с плавным регулированием индуктивности предъявляются следующие основные требования:

• линейность регулировочной характеристики;
• линейность ВАХ, отклонение не более 2%;
• процент высших гармонических составляющих в токе реактора не более 2;
• добротность аппарата Q не менее 50;
• глубина регулирования не менее 3;
• возможность дистанционного управления без отключения от сети.

КОНСТРУКЦИЯ ДГР

Большинство ДГР, эксплуатируемых в электрических сетях России, выпускаются в двух- и трехстержневом исполнении. Двухстержневая конструкция характерна для ступенчато-регулируемых реакторов и реакторов серии РУОМ. Обе половинки рабочей обмотки реакторов соединяются параллельно. На стержнях дополнительно наматываются сигнальная обмотка и обмотка управления. Последняя рассчитывается на подключение активного сопротивления для снижения добротности контура нулевой последовательности сети.

Плунжерные дугогасящие реакторы в основном имеют трехстержневую конструкцию магнитопровода. Регулирование индуктивного тока осуществляется изменением высоты немагнитного зазора в центральном стержне. Для этого центральный стержень разрезается на 2 части. Возможны два варианта регулирования индуктивности катушки: симметричное, когда зазор изменяется одновременно в обе стороны относительно центральной оси сердечника, и несимметричное, когда подвижной является лишь одна часть сердечника. В первом случае характеристика регулирования ДГР более плавная, чем во втором.

Для снижения потерь в катушке и магнитопроводе мощные ДГР серии РЗДПОМ выполняются пятистержневыми (четырехлучевая звезда). Самые совершенные реакторы ASR и ZTC фирмы EGE выполняются по схеме – симметричная шестилучевая звезда. Такое конструктивное исполнение магнитопровода позволило минимизировать потери в стали, в том числе за счет упорядочения потоков рассеяния в немагнитных зазорах.

ПРОИЗВОДИТЕЛИ ДГР

Плунжерные катушки, за исключением России и стран СНГ, выпускают в пяти странах мира: Чехии, Австрии, Канаде, Китае и Индии.

В СНГ ДГР плунжерного типа производят «Белэнергоремналадка» (Белоруссия), «ЭЛИЗ» (г. Запорожье, Украина), «Электрозавод» (г. Москва), филиал «Мосэнерго» ЦРМЗ (г. Москва), ВП «НТБЭ» (г. Екатеринбург) и «Свердловэлектроремонт» (г. Екатеринбург).

В табл. 1 приведен список изготовителей и поставщиков плавнорегулируемых ДГР для электроэнергетики России. Отметим, что единственным предприятием, поставляющим ДГР сухого исполнения для закрытых подстанций, является фирма TRENCH.

Табл. 1. Производители дугогасящих реакторов

EGE и TRENCH также предлагают потребителям дугогасящие аппараты комбинированного исполнения, представляющие собой нейтралеобразующий трансформатор (ФМЗО) и дугогасящий реактор, установленные в одном маслонаполненном баке. Однако их применение в отечественной практике не соответствует нормативным документам, поскольку в п. 6.1 Инструкции [5] говорится, что «включение или отключение трансформаторов, предназначенных для подключения дугогасящих реакторов, допускается производить только при отключенном дугогасящем реакторе (разъединитель в цепи реактора должен быть отключен)».

ВЫВОД

В настоящее время наиболее перспективным типом дугогасящих аппаратов в сетях 6–35 кВ являются плунжерные реакторы.

ЛИТЕРАТУРА

© ЗАО «Новости Электротехники»
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Источник



Выбор и установка дугогасящих реакторов

Выбор мощности и места установки дугогасящих реакторов для компенсации емкостных токов замыканий на землю в сетях с изолированной нейтралью производится с учетом конфигурации сети, возможных делений ее на части, возможных ее аварийных режимов, а также влияний ее линий электропередачи на линии связи и автоблокировочные цепи железных дорог.

Для сети, в которой предполагается использовать режим резонансного заземления нейтрали, прежде всего, определяют максимальный возможный емкостной ток однофазного замыкания на землю . Этот ток обычно определяют без учета емкостной асимметрии по выражениям (2.31) или (2.32), где рассчитывают по (2.13), а емкости фаз сети определяют, как сумму фазных емкостей всех входящих в сеть линий электропередачи:

где ; соответственно удельные емкостные проводимости фаз сети на землю для участков линий без грозозащитного троса и с грозозащитным тросом (в мкФ/км);

длины участков линий без троса и с тросом (в км);

общее количество линий, участвующих в расчете.

Значения емкостных токов линий могут быть также определены и в соответствии со следующими приближенными формулами:

где номинальное линейное напряжение сети, кВ;

удельный емкостной ток линии (в А на 1 км длины и 1 кВ линейного напряжения для й линии, А( );

длина линий в км,

где коэффициент, равный 350 для воздушных линий и 10 для кабельных, .

Расчетные емкостные токи однофазных замыканий на землю воздушных сетей уточняют, учитывая приближенные значения емкостных проводимостей на землю распределительных устройств и установленного на них электрооборудования, путем увеличения суммарного тока воздушных линий на 10 % (емкостной ток кабельных линий при этом не учитывается):

Полученное должно быть проверено практическим его измерением. Проведение измерений очень важно для уточнения режимов работы дугогасящих реакторов.

Решение о необходимости установки дугогасящих реакторов принимают на основании сопоставления максимального расчетного значения емкостного тока замыкания на землю с нормативно допустимой величиной этого тока для сети соответствующего назначения и конструкции.

Сеть, предназначенная для работы с компенсацией емкостного тока замыкания на землю, должна иметь степень относительной несимметрии менее 0,75 %. Поэтому следующим этапом подготовки решения об установке дугогасящего реактора в нейтрали сети должна быть проверка величины ее степени относительной несимметрии (2.5). Для этого обычно используется выражение (2.6), так как несимметрия, вносимая активными проводимостями (2.7), обычно мала, а неучет коэффициента демпфирования в (2.5) позволяет оценить максимальную возможную величину этого параметра.

Если степень относительной несимметрии превышает допустимую величину , то снижение ее достигается выравниванием емкостных проводимостей фаз сети на землю. Выравнивание осуществляется изменением положения фаз линий на шинах подстанций, вводах линий, опорах, где сделаны ответвления от линий, в пролетах между опорами с различным расположением проводов, а также перераспределением и с помощью дополнительной установки конденсаторов связи и конденсаторов для защиты вращающихся машин от грозовых перенапряжений. При симметрировании должна быть предусмотрена возможность деления сети на части и учтено наличие в сети двухцепных линий электропередачи, так как емкости на землю последних зависят от состояния цепей (выключены обе, одна отключена, одна отключена и заземлена).

Суммарная мощность устанавливаемых дугогасящих реакторов выбирается по величине максимального емкостного тока замыкания на землю:

где номинальное напряжение сети, в которой подключаются реакторы;

коэффициент 1,25 учитывает ее развитие в ближайшие 5 лет.

Выбор мощности реакторов с большим запасом может привести к неполному их использованию и затруднить установку наиболее целесообразных настроек. Малый запас по мощности может привести к необходимости работы сети в режимах недокомпенсации, при которых возможно появление в сети опасных напряжений смещения нейтрали.

На выбор мощности дугогасящих реакторов и их числа оказывает также влияние возможность установки на них ступеней токов компенсации (ответвлений), обеспечивающих возможно полную компенсацию емкостного тока замыкания на землю в сети при различных возможных конфигурациях сети и отключениях отдельных ее участков и линий. Исходя из соображений гибкости и надежности осуществления компенсации, рекомендуется устанавливать не менее двух реакторов.

Следующим этапом подготовки режима работы сети с резонансно заземленной нейтралью является этап выбора места установки дугогасящих реакторов. Рекомендуется устанавливать их на питающих узловых подстанциях, связанных с компенсируемой сетью не менее чем тремя линиями электропередачи. Установка их на тупиковых подстанциях недопустима, так как есть вероятность отключения подстанции с дугогасящим реактором, а также повышается возможность работы трансформаторов с дугогасящим реактором в нейтрали в аварийных неполнофазных режимах, когда напряжение смещения нейтрали сети может достигнуть опасных величин.

На подстанциях реакторы присоединяют к нейтралям питающих трансформаторов (рис. 2.15, а), трансформаторов собственных нужд или нейтралям трансформаторов, специально предназначенных для этой цели (рис. 2.15, б). Для присоединения дугогасящих реакторов на станциях используют нейтрали генераторов (рис. 2.15, в) или нейтрали обмоток генераторного напряжения трансформаторов собственных нужд.

Рис. 2.15. Типовые схемы подключения дугогасящих реакторов к нейтралям

трансформаторов и вращающихся электрических машин:

а) дугогасящие реакторы, подключенные к нейтралям трансформаторов, при работе

одного из трансформаторов подключаются к работающему; б) Т1 не имеет нагрузки, Т2 имеет нагрузку, поэтому он подключается к шинам через выключатель Q;

в) дугогасящий реактор подключен к нейтрали генератора, работающего по схеме блока

Присоединение дугогасящих реакторов желательно осуществлять с помощью трансформаторов, имеющих обмотки, соединенные в треугольник. Сопротивление нулевой последовательности таких трансформаторов не велико по сравнению с сопротивлением реактора и мало влияет на его настройку. Не рекомендуется использовать для подключения дугогасящих реакторов трансформаторы с обмотками, соединенными по схеме звезда-звезда, так как их значительное сопротивление нулевой последовательности может затруднить настройку реактора.

С учетом того, что значение нагрузки обычно близко к единице, а активное сопротивление реактора мало, допустимая мощность трансформатора, к которому подключается реактор, может быть определена по выражению:

где максимальная мощность нагрузки;

коэффициент допустимой перегрузки трансформатора на время работы сети с однофазным замыканием на землю.

Номинальная мощность трансформатора с обмотками, соединенными в треугольник, должна быть не менее расчетной мощности реактора, если трансформатор предусмотрен непосредственно для подключения реактора, и не менее двухкратной, если трансформатор несет нагрузку. Если по ряду обстоятельств приходится использовать трансформатор с обмотками, соединенными по схеме звезда-звезда, то его мощность должна превышать расчетную мощность реактора не менее чем в 4–5 раз.

После выбора места установки реактора и мощности трансформатора, в нейтраль которого он подключается, определяют действительный ток компенсации:

где и соответственно расчетные значения сопротивлений трансформатора и реактора;

где и номинальное напряжения и мощность трансформатора;

его напряжение короткого замыкания;

Затем, используя уточненное измерениями , определяют коэффициент расстройки компенсации:

и степень относительного смещения нейтрали сети по (2.49).

Помимо указанных параметров необходимо также определить допустимость степени относительного смещения нетрали сети при аварийном разрыве одной фазы линии электропередачи, имеющей наибольшую длину. Для этого можно также воспользоваться (2.49).

В заключение на основании анализа , и делается вывод о их соответствии требованиям ПТЭ и возможности работы сети с выбранными настройками дугогасящего реактора. В случае, когда рекомендации ПТЭ по какой-либо причине не могут быть удовлетворены, то следует либо перейти на другое ответвление реактора, либо выбрать другой реактор, либо принять какие-либо другие меры.

В приложении 1 приведен пример выбора параметров дугогасящего реактора для компенсации емкостного тока замыкания на землю в сети с емкостным током, равным 12,9 А, питаемой от трансформатора мощностью 16 МВА.

Источник