Руководство по эксплуатации дугогасящих реакторов

Описание конструкции и
применение заземляющих ДГР 6-35 кВ

Содержание

1.Краткая
характеристика дугогасящих реакторов 2

1.1Введение 2

1.2Термины,
обозначения и сокращения 3

1.3Назначение 3

1.4Порядок
применения дугогасящих реакторов 5

1.5Принцип действия
и основные технические характеристики
дугогасящих реакторов, эксплуатируемых
на предприятии 5

2.Установка
и подключение дугогасящих реакторов 6

3.Сигнализация
и контроль работы дугогасящих реакторов 9

4.Настройка
и типы регуляторов дугогасящих
реакторов 10

4.1.Настройка
работы ДГР со ступенчатым регулированием
тока 10

4.2. Устройство
и назначение дугогасящих плавнорегулируемых
масляных реакторов типа РЗДПОМ 12

5.Техническое
обслуживание системы автоматической
настройки компенсации емкостного
тока 13

6.Техника
безопасности при эксплуатации дугогасящих
реакторов 17

7.Меры
пожарной безопасности при эксплуатации
дугогасящих реакторов 18

Приложение
1 20

Приложение
2 32

Приложение
3 35

Приложение
4 42

1. Краткая характеристика дугогасящих
   реакторов

1. Введение

Высоковольтные сети
разделяются на сети с глухозаземленной
нейтралью и сети с изолированной
нейтралью. К сетям с глухозаземленной
нейтралью относятся сети напряжением
110-750 кВ; к сетям с изолированной нейтралью
относятся сети 6-35 кВ.

Глухозаземленная нейтраль
— нейтраль силового трансформатора,
присоединенная непосредственно к
заземляющему устройству. Глухозаземленным
может быть также вывод источника
однофазного переменного тока или полюс
источника постоянного тока в двухпроводных
сетях, а также средняя точка в трехпроводных
сетях постоянного тока.

Изолированная нейтраль —
нейтраль трансформатора или генератора,
не присоединенная к заземляющему
устройству или присоединенная к нему
через большое сопротивление приборов
сигнализации, измерения, защиты и других
аналогичных им устройств.

В сетях с глухозаземленной
нейтралью повреждение существует
непродолжительное время в течении
времени работы защит. Сети с изолированной
нейтралью и с компенсацией емкостных
токов предназначены для нормального
(без отключений и ограничений)
электроснабжения потребителей при
наличии в сети замыкания фазы на землю,
длительность которого нормируется
эксплуатационными соображениями в
зависимости от места и характера
повреждения, а также режимом работы
сети.

В настоящей инструкции
рассматриваются вопросы назначения,
конструкции, эксплуатации, режимов
работы и испытаний дугогасящих реакторов
(далее — ДГР) в сетях с изолированной
нейтралью напряжением 6-35 кВ.

Инструкция разработана в
соответствии и на основании:

• «Типовой инструкции по
  компенсации емкостного тока замыкания
  на землю в электрических сетях 6-35 кВ»;

• Правил технической
  эксплуатации электрических станций и
  сетей (ПТЭ, 2003 г.);

• Правил по охране труда при
  эксплуатации электроустановок,
  утверждённых постановлением Минтруда
  и социальной защиты РФ от 24 июля 2013 года
  № 328н;

• Правил устройств
  электроустановок (ПУЭ, 7-е издание);

• Инструкциями заводов-изготовителей
  заземляющих дугогасящих реакторов
  6-35 кВ;

• ГОСТ 12.2.007.2-75 Система
  стандартов безопасности труда.
  Трансформаторы силовые и реакторы
  электрические. Требования безопасности;

• ГОСТ 30830-2002 (МЭК 60076-1-93) Трансформаторы
  силовые. Часть 1. Общие положения;

• ГОСТ 24126-80 Устройства регулирования
  напряжения силовых трансформаторов
  под нагрузкой. Общие технические
  условия;

• Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» СТО
  56947007-29.180.01.116-2012.

1. Термины,
   обозначения и сокращения

В
инструкции используются следующие
сокращения:

• АПВ — Автоматическое повторное включение;

• ОАО — Открытое акционерное общество;

• МОЭСК — Московская объединенная
  электросетевая компания;

• ЦЭС — Центральные электрические сети;

• ДГР
  — Дугогасящий реактор;

• ВЛ
  — Воздушная линия
  электропередачи;

• ПТЭ
  — Правила технической
  эксплуатации электрических станций и
  сетей;

• ПУЭ — Правила устройств электроустановок;

• ТСН
  — Трансформатор собственных
  нужд;

• СК
  — Синхронный компенсатор;

• СВ
  — Секционный выключатель;

• САНК
  — Система автоматической
  настройки компенсации;

• САМУР
  — Система автоматического
  микропроцессорного управления реактором;

• РУОМ — Реактор управляемый однофазный
  масляный;

• ЗРОМ
  — Заземляющий реактор
  однофазный масляный;

• ЗРДСОМ
  — Заземляющий реактор
  дугогасящий однофазный масляный со
  ступенчатым регулированием;

• РЗДПОМ
  — Реактор заземляющий
  дугогасящий плунжерный однофазный
  масляный;

• ФЗМО
  — Фильтр присоединения
  нулевой последовательности. Служит
  для организации нейтрали и присоединения
  ДГР к сети;

• МИРК — Микроконтроллерный блок
  автоматического регулирования;

• ОЗЗ
  — Однофазное замыкание
  на землю.

1. Назначение

На линиях электропередачи
и подстанциях повреждения изоляции
одной фазы относительно земли, т.е.
замыкание одной фазы на землю являются
преобладающим видом повреждения. По
статистическим данным в распределительных
сетях 6-35 кВ эти повреждения составляют
более половины от общего числа повреждений.

Длительная работа с
изолированной нейтралью при определенной
величине емкостного тока замыкания на
землю, не безопасна для оборудования.
При замыкании одной фазы на землю
возникают перенапряжения, превышающие
номинальное рабочее в несколько раз.
Для уменьшения тока замыкания на землю,
снижения скорости восстановления
напряжения на поврежденной фазе после
гашения заземляющей дуги, уменьшения
перенапряжений при повторных зажиганиях
дуги и создания условий для ее
самопогасания, применяется компенсация
емкостного тока замыкания на землю в
сетях 6-35 кВ.

Правильно используемая
компенсация емкостных токов в сетях
позволяет:

• уменьшить ток короткого
  замыкания через место повреждения до
  минимальных значений (в пределе до
  активных составляющих и высших гармоник);

• обеспечить надежное
  дугогашение (предотвращает длительное
  воздействие заземляющей дуги) и
  безопасность при растекании тока в
  земле;

• ограничить перенапряжения,
  возникающие при дуговых замыканиях на
  землю, до значений 3,5-2,6 Uфаз (при степени
  расстройки компенсации – 5 %), безопасных
  для изоляции эксплуатируемого
  оборудования и линий;

• значительно снизить скорости
  восстановления напряжений на поврежденной
  фазе, способствует восстановление
  диэлектрических свойств места повреждения
  в сети после каждого погасания
  перемежающейся заземляющей дуги;

• предотвращать скачки
  реактивной мощности на источники
  питания при дуговых замыканиях (Q = Ic*
  Uфаз при резонансной настройке);

• предотвращать развитие в
  сети феррорезонансных процессов (в
  частности, самопроизвольных смещений
  нейтрали), кроме неполнофазного режима
  сети, оценка опасности которого
  производится по худшему варианту
  расчета на основании конкретной схемы
  сети и только для ВЛ, длина которых
  предельные величины;

• обеспечить высокую надежность
  работы высоковольтных линий электропередачи
  без грозозащитного троса и облегчить
  требования к заземляющим устройствам.

Для компенсации емкостного
тока замыкания на землю в филиале ОАО
«МОЭСК» Центральные электрические сети
применяются дугогасящие заземляющие
реакторы (далее — ДГР) и дугогасящие
заземляющие катушки (далее — ДГК) с
плавным или ступенчатым регулированием
индуктивности (см. Приложение 1).

1. Порядок применения дугогасящих
   реакторов

При компенсации емкостных токов замыкания
на землю воздушные и кабельные сети
могут длительно работать с замкнутой
на землю фазой.

В соответствии с ПТЭ компенсация
емкостного тока замыкания на землю
дугогасящими реакторами должна
применяться при емкостных токах,
превышающих следующие значения:

• в сетях 6-20 кВ на железобетонных или
  металлических опорах и во всех сетях
  35 кВ – при токе более 10 А;

• в сетях, не имеющих железобетонных или
  металлических опор: при напряжении 6
  кВ – при токе более 30 А, при напряжении
  10 кВ – 20 А;

Компенсацию допускается применять в
сетях 6-10 кВ при емкостном токе менее 10
А.

При емкостном токе замыкания на землю
более 50 А рекомендуется применять не
менее двух реакторов.

Для компенсации емкостного тока замыкания
на землю должны применяться дугогасящие
реакторы с плавным или ступенчатым
регулированием индуктивности.

В электрических сетях, где в процессе
эксплуатации емкостный ток замыкания
на землю изменяется не более чем на ±10
%, рекомендуется применять дугогасящие
реакторы со ступенчатым регулированием
индуктивности.

В электрических сетях, где в процессе
эксплуатации емкостный ток замыкания
на землю изменяется более чем на ±10 %,
рекомендуется применять реакторы с
плавным регулированием индуктивности,
настраиваемые вручную или автоматически.

Автоматическая настройка компенсации
рекомендуется в сетях 35 кВ при емкостном
токе замыкания на землю более 10 А и в
сетях 6-10 кВ при емкостном токе более 50
А.

При нормальном состоянии сети ДГР
воздействует лишь напряжение смещения
нейтрали и через него протекает
незначительный, по сравнению с номинальным
током компенсации, ток несимметрии
сети. Реактор работает только тогда,
когда в сети возникает замыкание на
землю или какая-либо аварийная несимметрия
фаз.

Перегрузка ДГР бывает в том случае,
когда напряжение на нейтрали превышает
нормальную величину.

1. Принцип действия и основные технические
   характеристики дугогасящих
   реакторов, эксплуатируемых на предприятии

Дугогасящий реактор
представляет собой регулируемую
индуктивность. По способу регулирования
тока компенсации дугогасящие реакторы,
установленные на подстанциях филиала
ОАО «МОЭСК» Центральные электрические
сети, делятся на два вида:

• ступенчатого регулирования
  с переключением ответвлений обмоток;

• плавного регулирование с
  изменением зазора в магнитной системе.

Плавно регулируемые
дугогасящие реакторы оборудованы
автоматическим регулятором настройки
компенсации емкостных токов типа РАНК
– 2.

Принцип действия компенсации
емкостного тока заключается в следующем:

При замыкании на землю в
сети через место повреждения проходит
емкостной ток сети, на который накладывается
индуктивный ток дугогасящего реактора.
Поскольку эти токи сдвинуты по фазе на
180˚, то результирующий реактивный ток
(плюс незначительный ток активный и
высших гармоник) будет зависеть от
правильности настройки дугогасящего
реактора и при резонансной настройке,
когда емкостной ток сети будет равен
индуктивному току дугогасящего реактора,
через место повреждения будет протекать
только незначительный ток активной
составляющей.

В филиале ОАО «МОЭСК»
Центральные электрические сети
установлены ДГР 6, 10, 35 кВ со ступенчатым
регулированием – ЗРОМ и РЗДСОМ, с тремя
либо пятью положениями переключающего
устройства. Эксплуатируются также
реакторы с автоматическим регулированием
типа РЗДПОМ и РЗДУОМ (РУОМ). Плавное
регулирование тока в реакторах типа
РЗДПОМ осуществляется изменением зазора
в магнитной системе с помощью
электропривода, установленного на
крышке бака реактора. Автоматическое
регулирование тока в ДГР типа РЗДУОМ
осуществляется путем его подмагничивания.
Данные реакторы снабжены автоматическими
регуляторами типа МИРК для РЗДПОМ и
САМУР для РЗДУОМ (РУОМ), которые
осуществляют непрерывное слежение за
эволюцией сети (изменением емкостного
сопротивления) и обеспечивает постоянную
настройку реактора в резонанс с емкостью
сети в нормальном режиме (см. приложение
3).

1. Установка и подключение дугогасящих
   реакторов

Дугогасящие реакторы
устанавливаются на питающих узловых
подстанциях, связанных с компенсируемой
сетью не менее чем двумя линиями.
Установка их на тупиковых подстанциях
недопустима, так как неполнофазные
режимы питания трансформатора с
дугогасящим реактором, возникающие
из-за обрыва проводов на питающей линии,
приводят к неполнофазной компенсации.
При этом смещение нейтрали может
достигнуть опасных величин.

Выбор подстанций для
установки ДГР должен производиться с
учетом возможного разделения сети на
отдельно работающие участки. Дугогасящие
реакторы должны размещаться таким
образом, чтобы в каждой части сети после
ее разделения сохранялась возможность
настройки компенсации емкостного тока,
близкой к резонансной.

Измерение емкостных токов,
напряжений несимметрии и смещения
нейтрали с целью настройки компенсации
емкостного тока (определения необходимости
и мощности устанавливаемых реакторов)
должны проводиться при значительных
изменениях схемы сети, но не реже одного
раза в 6 лет. Мощность дугогасящих
реакторов должна выбираться по значению
емкостного тока сети с учетом ее развития
на ближайшие 10 лет. При отсутствии данных
о развитии сети мощность дугогасящих
реакторов следует определять по значению
емкостного тока сети, увеличенному на
25 %. Расчетная мощность дугогасящих
реакторов определяется по формуле:

где Uном – номинальное
напряжение сети, кВ;

Ic – емкостной ток замыкания
на землю, А.

Для подключения дугогасящих
реакторов должны использоваться силовые
трансформаторы со схемой соединений
обмоток «звезда с выведенной нейтралью
– треугольник» или фильтры нулевой
последовательности со схемой соединений
обмоток «зигзаг с выведенной нейтралью»
(см. рис. 1а).

В сетях 35 кВ для этой цели
могут использоваться трехобмоточные
трансформаторы 110/35/10(6) кВ, соединенной
в треугольник (см. рис. 1б).

В сетях 6-10 кВ могут
использоваться ненагруженные
трансформаторы или трансформаторы
собственных нужд (далее – ТСН) с обмоткой
0,4 (0,23 кВ), соединенной в треугольник
(см. рис. 1в). В этом случае ТСН должны
быть проверены по длительно допустимому
току нагрузки. Допустимый ток нагрузки
трансформатора определяется по формуле:

где Iном.т – емкостной ток
трансформатора, А;

Iк – ток компенсации реактора,
А.

При отсутствии трансформаторов
со схемой соединения обмоток «звезда
– треугольник» для подключения
дугогасящих реакторов допускается
использовать ненагруженные трехфазные
трансформаторы со схемой соединения
обмоток «звезда – звезда». Мощность
трансформаторов при этом должна не
менее чем в четыре раза быть больше
мощности дугогасящих реакторов.

Трансформаторы броневого
типа или группы однофазных трансформаторов
со схемой соединения обмоток «звезда
– звезда» использовать для подключения
дугогасящих реакторов недопустимо.

ДГР должны подключаться к
нейтралям трансформаторов через
разъединители. В цепи заземления
реакторов должен быть установлен
трансформатор тока.

Трансформаторы 6 (10) кВ с ДГР
в нейтрали должны подключаться к шинам
подстанций выключателями. При использовании
трансформаторов только для подключения
реакторов допускается замена выключателей
на трехполюсные разъединители. Применение
предохранителей в схемах питания
трансформаторов с ДГР в нейтрали
недопустимо.

Рис.
1. Схемы включения дугогасящих реакторов

а — включение одного
дугогасящего реактора; б — включение
двух дугогасящих реакторов; в — включение
дугогасящих реакторов в нейтрали
трансформаторов собственных нужд (ТСН);
г — включение дугогасящего реактора в
нейтраль генератора (синхронного
компенсатора).

1. Сигнализация и контроль работы
   дугогасящих реакторов

Сигнальное устройство ДГР предназначено
для определения характера настройки
реактора: определение в любой момент
режима работы сети 6-35 кВ (перекомпенсация
или недокомпенсация).

Для сигнализации замыкания на землю
вместо трансформатора тока ТА используются
реле напряжения KV, подключенные к
сигнальной обмотке реактора или к
обмотке 3Uo трансформатора напряжения
TV.

Для более точного измерения напряжения
смещения нейтрали в обмотку 3Uo через
размыкающий контакт реле KV может быть
включен дополнительный вольтметр PV с
пределами измерений 0-30 В. Реле KV должно
при этом иметь уставку срабатывания 30
В.

Схема сигнализации и контроля работы
трехфазного дугогасящего устройства
приведена на рис. 2.

Для сигнализации замыкания на землю
вместо трансформатора тока ТА может
быть использовано реле напряжения,
подключенное к обмотке 3Uo трансформатора
напряжения TV или к выводам дугогасящего
устройства.

Рис. 2. Схема
сигнализации и контроля работы
дугогасящего реактора

а — схема первичных соединений; б — схема
токовых цепей; в — схема электромагнитной
блокировки разъединителя; г — схема
сигнализации.

На сооружаемых и реконструируемых
подстанциях приводы разъединителей,
которыми ДГР подключаются к нейтралям
трансформаторов, должны выполняться с
электромагнитной блокировкой, запрещающей
отключение под нагрузкой. На действующих
подстанциях, на которых разъединители
ДГР выполнены без электромагнитной
блокировки, допускается эксплуатация
реакторов без блокировки. При этом возле
разъединителей должны быть установлены
две параллельно включенные лампы (рис.
2), подключенные к сигнальной обмотке
дугогасящихреакторов
(две на случай повреждения одной из
них).

1. Настройка и типы
   регуляторов дугогасящих
   реакторов

   1. Настройка работы ДГР со
      ступенчатым регулированием тока

Выбор настроек ДГР со ступенчатым
регулированием тока для разных схем
сети должен производиться на основании
результатов измерений емкостных токов
сети и отдельных участков. Результаты
выбора настроек реакторов должны быть
оформлены в виде таблицы настройки (см.
приложение 2), и хранится у оперативного
персонала для контроля режима компенсации
емкостного тока. В службе изоляции и
перенапряжения должны храниться сведения
о работающих ДГР в виде таблицы (см.
приложение 2).

При наличии на подстанции системы
определения уровня расстройки ДГР выбор
настроек ДГР со ступенчатым регулированием
тока для разных схем сети производиться
на основании показаний системы определения
уровня расстройки ДГР.

При выборе настройки ДГР должны
удовлетворяться два основных требования:

• при замыкании на землю через место
  повреждения должен протекать минимальный
  ток, по возможности представляющий
  собой лишь активную составляющую тока
  замыкания на землю и тока высших
  гармоник, которые не могут быть
  скомпенсированы;

• смещение нейтрали при нормальном и
  аварийном состоянии сети не должно
  приводить напряжение сети относительно
  земли к величинам, опасным для изоляции.

ДГР должны быть настроены на ток
компенсации равный емкостному току
замыкания на землю (резонансная
настройка). Допускается настройка с
перекомпенсацией, при которой индуктивная
составляющая тока замыкания на землю
не превышает 5 А, а степень расстройки
5 %.

Если установленные в сетях 6-10 кВ ДГР со
ступенчатым регулированием индуктивности
имеют большую разность токов смежных
ответвлений, допускается настройка с
индуктивной составляющей тока замыкания
на землю не более 10 А.

В сетях 35 кВ при емкостных токах замыкания
на землю менее 15 А допускается степень
расстройки, не превышающая 10 %. В воздушных
сетях 6-10 кВ с емкостным током замыкания
на землю менее 10 А степень расстройки
не нормируется.

Работа с недокомпенсацией емкостного
тока не допускается. Разрешается
применение настройки с недокомпенсацией
лишь временно при отсутствии ДГР
необходимой мощности, при условии, что
аварийно возникающие несимметирии
емкостей фаз в сети (например, в результате
обрывов или перегораний плавких вставок
предохранителей) не приводят к появлению
напряжений смещения нейтрали, превышающей
0,7 Uф. При недокомпенсации расстройка
не должна превышать 5 %.

В сетях с компенсацией емкостного тока
степень несимметрии фазных напряжений
не должна превышать 0,75 Uф при отсутствии
в сети однофазного замыкания на землю.
Напряжение смещения нейтрали допускается
не выше 0,15 Uф длительно, и до 30 % в течении
1 часа.

Длительность работы ДГР при наличии
замыкания на землю определяется по
паспорту дугогасящегореактора в зависимости от положения
установленной анцапфы.

При изменении конфигурации сети для
выбора анцапфы переключателя дугогасящего
реактора следует предварительно
руководствоваться ориентировочными
расчетами емкостного тока и установить
анцапфу в соответствии с показаниями
сигнального устройства ДГР и киловольтметра,
контролирующего величину напряжения
смещения нейтрали.

Определение режима работы сети
осуществляется путем кратковременного
включения кнопкой в цепь сигнальной
обмотки ДГР добавочного индуктивного
сопротивления. Получившееся при этом
увеличение индуктивного сопротивления
вторичной цепи ДГР влечет за собой
изменение индуктивной составляющей
первичного тока ДГР и изменение величины
напряжения нулевой последовательности
(напряжение смещения нейтрали). Наблюдение
за изменением напряжения смещения
нейтрали ведется по указывающему
прибору, включенному в цепь разомкнутого
треугольника трансформатора напряжения
– 3U₀. По знаку этого изменения и
определяется характер настройки ДГР.
Увеличение показаний прибора
свидетельствует о режиме недокомпенсации
в сети 6-35 кВ, уменьшение – о перекомпенсации.

Измерения напряжения смещения нейтрали
необходимо начинать при наибольшем
токе ДГР. Последовательной перестройки
ответвлений у реактора со ступенчатым
регулированием тока или изменением
положения плунжера (тока подмагничивания)
у плавно регулируемого реактора,
настройку приближают к резонансу и
переводят сеть из режима перекомпенсации
в режим недокомпенсации.

Изменения настройки ДГР производится
в следующем порядке:

• при отключении или подключении части
  сети дежурный диспетчер производит
  выбор настройки реактора в соответствии
  с инструкцией, после чего дает указание
  дежурному персоналу об изменении
  настройки;

• дежурный персонал по приборам сигнализации
  контроля изоляции 6-10-35 кВ на щите
  управления и у реактора, а также по
  отсутствию гула реактора проверяет
  отсутствие в сети замыканий на землю;

• ДГР отключается от сети его разъединителем,
  высоковольтный ввод его заземляется
  путем наложения переносного или
  стационарного заземления;

• устанавливается и фиксируется выбранное
  ответвление, снимается заземление с
  высоковольтного ввода ДГР и реактор
  подключается разъединителем к сети (к
  нейтрали трансформатора);

• по прибору сигнального устройства ДГР
  проверяется режим компенсации сети на
  выбранной анцапфе ДГР, проверяется
  величина смещения нейтрали и, если
  необходимо, анцапфа ДГР переставляется
  в другое положение в соответствии с
  вышеизложенным.

Настройка плавнорегулируемых реакторов,
не имеющих автоматических регуляторов
настройки, должна производиться вручную
с помощью измерителей (указателей)
настройки или с помощью вольтметра,
подключенного к сигнальной обмотке
дугогасящихреакторов.
Реакторы должны быть настроены на
значении тока, при котором напряжение
на сигнальной обмотке имеет наибольшее
значение.

1. Устройство
   и назначение дугогасящих
   плавнорегулируемых масляных реакторов
   типа РЗДПОМ

Предназначены для компенсации емкостных
токов на землю в сетях с изолированной
нейтралью. Позволяют избежать повреждений
оборудования, при возникновении дуги.
Реакторы изготовляются для защиты сетей
напряжением до 35 киловольт частотой 50
Гц от аварий.

Реактор состоит из магнитопровода с
двумя обмотками (сигнальной и рабочей).
Магнитопровод с обмотками помещён в
бак наполненный трансформаторным
маслом. Магнитопровод имеет размещённый
на валу магнитный стержень, который
состоит из двух частей, между ними
имеется воздушный зазор. Обмотки реактора
намотаны вокруг стержня. Для плавного
регулирования зазора (т.е. реактора в
заданных пределах) на крышке корпуса
реактора расположен сервопривод с
односторонней муфтой ограничения
крутящего момента, связанный с валом
стержня.

Двигатель электропривода питается от
трехфазной сети напряжением 380 В. Вводы
рабочей обмотки (А, Х) и вводы сигнальной
обмотки (а, х) расположены на стенке
бака. Реактор снабжен катками которые
позволяют перемещать его во время
монтажа. Аппаратура, с помощью которой
осуществляется управление дугогасящимреактором расположена в отдельном
шкафу. Величина тока, соответствующая
определенному зазору реактора,
определяется по шкале указателя тока,
расположенного на стенке бака, либо по
амперметру (во время работы реактора),
расположенному в блоке управления. Блок
управления соединён с реактором кабелем.
Для подсоединения кабеля на одной из
стенок бака расположена коробка с
контактными группами. Для автоматического
управления реактора служит регулятор
настройки (поставка отдельно). Управление
осуществляется без отключения реактора
от сети при отсутствии короткого
замыкания на землю (см. приложение 4).

1. Техническое обслуживание системы
   автоматической настройки компенсации
   емкостного тока

Техническое обслуживание САНК в процессе
эксплуатации должно производиться один
раз в 12 месяцев, службами, которые
назначены главным инженером филиала
ОАО «МОЭСК» Центральные электрические
сети.

При техническом обслуживании производить
проверку САНК в следующем объеме:

• произвести внешний осмотр с целью
  проверки надежности крепления деталей
  и узлов;

• при необходимости очистить поверхность
  деталей и узлов от пыли и коррозии;

• проверить надежность контактных
  соединений;

• проверить надежность заземления.

Последовательность операций при вводе
в работу оборудования комплекса
САНК-РУОМ:

• включить выключатель 6 (10) кВ питания
  ФЗМО;

• убедиться в отсутствии замыкания на
  землю в сети по общестанционным приборам
  контроля изоляции;

• включить разъединитель РУОМ;

• включить САНК;

• при необходимости установить на ЖК
  экране значение тока Iб1 или Iб2 (Iб1 –
  ток параллельно включенного ДГР, Iб2 –
  ток неуправляемого ДГР, отличного от
  ДГР типа РУОМ), равное значению тока
  фактически установленной отпайке ЗРОМ.

Установка значений токов базовых
реакторов выполняется в следующем
порядке:

1. Нажатием кнопок «Вверх», «Вниз»
   установить курсор напротив строки Iб1
   = 0 А или Iб2 = 0 А и нажать «ПРИНЯТЬ».
   Значение выбранного тока Iб1 или Iб2
   начнет мигать.

2. Нажатием кнопок «Вверх», «Вниз»
   установить нужное значение тока Iб1
   (Iб2) и нажать «ПРИНЯТЬ». Значение
   сохранится. В случае ошибочного изменения
   параметра нажать «НАЗАД» — при этом
   сохранится предыдущее значение
   параметра.

Последовательность операций при выводе
в ремонт оборудования комплекса
САНК-РУОМ:

• убедиться в отсутствии замыкания на
  землю в сети по общестанционным приборам
  контроля изоляции;

• отключить САНК кнопкой «вкл./выкл.» или
  выключателем;

• отключить разъединитель РУОМ;

• отключить выключатель питания 6 (10) кВ
  ФЗМО.

В режиме измерения на лицевой панели
САНК должны светиться:

• светодиод «ВКЛ./ВЫКЛ.» — зеленым светом;

• светодиод «ИЗМЕРЕНИЕ» — периодически,
  во время цикла измерения;

• ЖК экран САНК (подсветка включается
  при нажатии любой кнопки, гаснет
  автоматически).

В режиме однофазного замыкания на землю
(далее – ОЗЗ) вместо светодиода «ИЗМЕРЕНИЕ»
светиться зеленый светодиод «КОМПЕНСАЦИЯ».

При свечении светодиода «НЕИСПРАВНОСТЬ»,
означающего некорректную работу САНК
только в автоматическом режиме следует
перейти на ручной режим работы для чего
необходимо:

1. нажатием кнопок «Вверх», «Вниз» выбрать
   пункт Режим = АВТ. («»
   напротив строчки) и нажать кнопку
   «ПРИНЯТЬ». АВТ начнет мигать. Нажать
   «вверх» или «вниз». Вместо АВТ появится
   надпись РУЧ.

2. нажать кнопку «ПРИНЯТЬ». При этом
   надпись РУЧ. прекращает мигать.

3. нажать кнопку «вниз». Курсор «»
   переместиться на вторую строку.

4. нажать кнопку «ПРИНЯТЬ». Значение
   уставки Iу = ХХ.Х А начнет мигать.

5. нажатием кнопок «Вверх» или «Вниз»
   установить требуемое значение (при
   удержании кнопки «вверх» или «вниз»
   скорость изменения значения возрастет)
   и нажать «ПРИНЯТЬ».

После выполнения вышеперечисленных
пунктов САНК будет находиться в ручном
режиме РУЧ. с заданной вручную уставкой
Iу = ХХ.Х А, при этом на ЖК экране САНК
появится сообщения о неисправности и
устранить неисправность.

При невозможности устранения неисправности
своими техническими службами – оставить
САНК в ручном режиме работы с уставкой
Iу (уставка тока ДГР) по опыту эксплуатации
(или расчетной) и вызвать специалистов
предприятия-изготовителя.

Записать в оперативной или специальный
журнал значение ожидаемого тока Iу и
частоты резонанса контура нулевой
последовательности сети fp по показаниям
ЖК экрана САНК.

При явном несоответствии значения
ожидаемого тока компенсации фактической
конфигурации сети по журналу событий
САНК выяснить причины об изменениях в
работе САНК и при необходимости вызвать
специалистов предприятия-изготовителя.

При параллельном включении ДГР показания
Iу индикатора на лицевой панели САНК
означают фактический ток перекомпенсации
в случае замыкания на землю, реактор
РУОМ в режиме ОЗЗ работает на холостом
ходу с током порядка нескольких процентов
от номинального тока РУОМ.

Чтобы устранить вышеуказанный эффект
следует переключить анцапфу базового
реактора в более низкое положение
(снизить уровень потребляемого тока),
тем самым исключить режим перекомпенсации,
ввести в работу РУОМ и обеспечить
автоматическое слежение за изменением
конфигурации сети.

При параллельном включении ДГР, в случае
показаний уставки ожидаемого тока
компенсации больше максимального по
паспорту РУОМ:

• в режиме ОЗЗ РУОМ будет работать в
  режиме токоограничения с максимально
  допустимым током Imax по паспорту РУОМ;

• разность между показаниями Iу и Imax будет
  являться фактической недокомпенсацией
  в режиме ОЗЗ а амперах.

Чтобы устранить данный эффект следует
переключить анцапфу базового ДГР в
более высокое положение, тем самым
увеличить ток базового реактора и ввести
комплекс САНК-РУОМ в область автоматического
слежения за изменением конфигурации
сети.

После каждого переключения анцапфы на
ЖК-экране САНК значение тока Iб1 следует
выставить в соответствии с положением
анцапфы.

В режиме ОЗЗ следует выполнить следующее:

• записать в оперативный или специальный
  журнал фактический ток РУОМ по показаниям
  ЖК-экрана САНК «Iр = ХХ.Х А» или по щитовому
  амперметру.

• при отсутствии фактического тока РУОМ
  следует обратиться к специалистам
  предприятия-изготовителя;

Допустимое время работы РУОМ в зависимости
от его токовой нагрузки в режиме ОЗЗ

Таблица 1

где, I_н, А – ток номинальный;

Imax, А — ток максимальный.

Перед выводом в ремонт секционного
трансформатора напряжения (далее – ТН)
или устранением его неисправности
следует отключить САНК соответствующей
секции выключателем.

После окончания ремонта или устранения
неисправности на секционном ТН включить
САНК.

Во избежание возможных сетевых
перенапряжений не рекомендуется
отключать силовой выключатель 6 (10) кВ
питания ФЗМО и секционный выключатель
6 (10) кВ во время ОЗЗ.

При крайней необходимости отключения
секционного выключателя в вышеназванном
режиме работы сети следует:

• перевести САНК обеих секций шин в режим
  работы РУЧ. с установкой I_у= 0 А
  до холостого хода и компенсации
  емкостного тока на землю будет
  отсутствовать;

• отключить секционный выключатель СВ
  6 (10) кВ;

• переключить режим работы САНК на не
  поврежденную секцию шин (далее – СШ) в
  режим АВТ;

• установить значение I_ув режиме
  РУЧ на САНК поврежденной СШ, равное
  значению I_усоответствующей
  секции в автоматическом режиме до
  объединения СШ.

При необходимости вывода из работы РУОМ
(нагрев РУОМ или ФЗМО более + 110 ⁰С
или выход из строя по другим причинам
– нарушение изоляции, сопровождающееся
треском пробоя изоляции на корпус внутри
бака, выбросом масла, дымом из сапуна и
т.п.) следует:

• отключить САНК кнопкой «вкл./выкл.» или
  выключателем, при этом РУОМ плавно (1-3
  сек.) разгрузится до холостого хода;

• отключить силовой выключатель 6 (10) кВ
  питания ФЗМО.

При выводе САНК из работы реактор РУОМ
следует оставлять включенным в сеть
для уменьшения возможных сетевых
перенапряжений, так как он в этом случае
будет представлять собой шунтирующее
сопротивление нейтрали относительно
потенциала земли.

Для вывода в ремонт ЗРОМ необходимо
выполнить следующие операции:

• на лицевой панели САНК записать значение
  уставки тока I_упо показаниям
  ЖК-экрана САНК в режиме АВТ. Суммарное
  значение тока компенсации РУОМ и ЗРОМ:

I_сум.
= I_руом
+ I_зром,

где I_руом= I_узначение уставки
тока, А, зафиксированное по ЖК-экрану;
I_зром= Iб1 – значение тока, А, равное
значению фактически установленной
ступени анцапфы ЗРОМ в соответствии с
маркировочной таблички ЗРОМ (паспортом).

• убедиться в отсутствии однофазного
  замыкания на землю по общестанционным
  приборам контроля изоляции;

• отключить разъединитель ЗРОМ.

Установить на ЖК-экране САНК значение
Iб1 = 0. Через несколько минут (после
окончания цикла измерения) САНК изменит
значение I_у, которое должно быть
равным вышеуказанному значению I_сум.

Капитальный (средний) ремонт ДГР
производится по мере необходимости в
зависимости от их технического состояния,
определяемого по результатам испытания
(измерения), внешними осмотрами.

Профилактические испытания ДГР проводятся
в соответствии с объемом и нормами
испытаний электрооборудования и
заводскими инструкциями.

1. Техника безопасности при эксплуатации
   дугогасящих реакторов

При возникновении режима
замыкания на землю в сети 6-35кВ запрещается
приближаться к ДГР 6-35кВ, заземляющим
трансформаторам и к месту замыкания на
землю на расстояние менее 8 м.

Для перевода ДГР с одного
трансформатора на другой необходимо
произвести вначале отключение реактора
от одного трансформатора, а затем
включить его на другой трансформатор.
Подключать ДГР к двум трансформаторам
запрещается. Отключение и включение
холостого трансформатора, к нейтрали
которого подключен ДГР, производится
лишь после отключения реактора
разъединителем.

Отключение от шин подстанции
с установленными ДГР последней линии
электропередачи 6-35 кВ производится
только после отключения ДГР.

Отключение разъединителя
ДГР недопустимо, если протекающий через
обмотку ток превышает 10 А.

Не допускается объединять
нейтрали раздельно работающих
трансформаторов, к которым подключены
дугогасящие реакторы.

ДГР должен быть постоянно
включен в работу. Сроки отключения ДГР
для профилактических ремонтов и
технического обслуживания устанавливаются
годовым графиком. Отключение ДГР на
длительный срок необходимо согласовывать
со службой подстанций и ЦУС ОАО «МОЭСК».

Отыскание мест повреждения
на землю производится под руководством
диспетчера, действующего на основании
и требований настоящей инструкции.

Операции по отысканию мест
замыканий на землю производится по
возможности быстро, так как каждое
отключение влечет за собой частичную
расстройку компенсации.

После отключения поврежденного
участка, дежурный диспетчер проверяет
соответствие настройки ДГР оставшейся
конфигурации сети.

Включение и отключение
трансформатора (ФЗМО), предназначенных
для подключения ДГР (РУОМ), допускается
производить только при отключенном ДГР
(разъединитель в цепи ДГР должен быть
отключен).

Не допускается включать
или отключать ДГР при наличии в сети
замыкания на землю.

Переключение ответвлений
ДГР со ступенчатым регулированием тока
производится только после отключения
и заземления ДГР (РУОМ).

Не допускается объединять
нейтрали раздельно работающих
трансформаторов, к которым подключены
ДГР.

Измерения емкостных токов
замыкания на землю, напряжений несимметрий
и смещения нейтрали с целью настройки
компенсации емкостного тока должны
производиться по программам, составленным
и утвержденным в установленном порядке
с выполнением организационно-технических
мероприятий.

1. Меры пожарной безопасности при
   эксплуатации дугогасящих реакторов

Пожаробезопасность осуществляется в
соответствии с правилами пожарной
безопасности для энергетических
предприятий.

В качестве первичного средства
пожаротушения вблизи от ДГР должен быть
установлен ящик с песком вместимостью
0,5 м³. Если поблизости установлено
другое маслонаполненное оборудование
(трансформатор, выключатель),
укомплектованное первичными средствами
пожаротушения, то наличие дополнительных
средств пожаротушения для ДГР не
требуется.

При возникновении пожара ДГР должен
немедленно отключен со всех сторон,
откуда может подано напряжение и
заземлен. Оперативному персоналу
необходимо немедленно вызвать пожарную
команду и подготовить письменный допуск
на тушение пожара.

Тушить отключенный и заземленный ДГР
разрешается песком, а также пенными и
порошковыми огнетушителями.

Приложение 1

Инструкция по эксплуатации дугогасящих реакторов

1.Общие положения.

Высоковольтные сети разделяются на сети с глухозаземленной нейтралью и сети с изолированной нейтралью. К сетям с глухозаземленной нейтралью относятся сети напряжением 110-750кВ; к сетям с изолированной нейтралью относятся сети 6-35кВ.

Статистические данные свидетельствуют, что из числа повреждений изоляции на линиях и подстанциях главное место (выше 75%) занимают повреждения изоляции одной фазы относительно земли, т.е. замыкание одной фазы на землю.

В сетях с глухозаземленной нейтралью повреждение существует непродолжительное время в течении времени работы защит. Сети с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостных токов предназначены для нормального (без отключений и ограничений) электроснабжения потребителей при наличии в сети замыкания фазы на землю, длительность которого нормируется эксплуатационными соображениями в зависимости от места и характера повреждения, а также режимом работы сети.

Однако длительная работа с изолированной нейтралью при определенной величине емкостного тока замыкания на землю, не безопасна для оборудования. При замыкании одной фазы на землю возникают перенапряжения, превышающие номинальное рабочее в несколько раз. Для уменьшения тока замыкания на землю, снижения скорости восстановления напряжения на поврежденной фазе после гашения заземляющей дуги, уменьшения перенапряжений при повторных зажиганиях дуги и создания условий для ее самопогасания, применяется компенсация емкостного тока замыкания на землю в сетях 6-35кВ.

Компенсация должна применяться при следующих значениях емкостного тока замыкания на землю сети в нормальных режимах ее работы:

Напряжение сети 6кВ 10кВ 35кВ

Емкостной ток

замыкания на землю 30А 20А 10А

При наличии в сети линии

с железобетонными опорами 10А 10А 10А

Допускается применять компенсацию в сетях 6-35 кВ также и при значениях емкостного тока меньших от приведённых выше.

Для компенсации емкостного тока замыкания на землю должны применяться дугогасящие заземляющие реакторы (ДГР) или дугогасящие заземляющие катушки (ДГК) с плавным или ступенчатым регулированием индуктивности. При проектировании или модернизации электрических сетей рекомендовано применять только автоматическое регулирование компенсации емкостных токов.

В электрических сетях, где в процессе эксплуатации емкостной ток замыкания на землю изменяется не более чем на ±10%, применяются дугогасящие реакторы со ступенчатым регулированием индуктивности.

В электрических сетях, где в процессе эксплуатации емкостный ток замыкания на землю изменяется более чем на ±10%, рекомендуется применять реакторы с плавным регулированием индуктивности, настраиваемые вручную или автоматически.

Дугогасящие реакторы должны быть настроены на ток компенсации, как правило, равный емкостному току замыкания на землю (резонансная настройка). Допускается настройка с перекомпенсацией, при которой индуктивная составляющая тока замыкания на землю не превышает 5 А, а степень расстройки – 5%.

Если установленные в сетях 6-10кВ дугогасящие реакторы со ступенчатым регулированием индуктивности имеют большую разность токов компенсации смежных ответвлений, допускается настройка с индуктивной составляющей тока замыкания на землю не более 10 А.

В сетях 35 кВ при емкостном токе менее 15 А допускается степень расстройки не более 10%.

В сетях 6-10 кВ с емкостным током замыкания на землю менее 10 А степень расстройки не нормируется.

Работа сетей с недокомпенсацией емкостного тока, как правило не допускается. Разрешается применение настройки с недокомпенсацией только при недостаточной мощности дугогасящей реакторы и при условии, что любые аварийно возникающие несимметрии емкостей фаз сети (обрыв проводов, растяжка жил кабеля) не могут привести к появлению напряжения смещения нейтрали, превышающего 70% фазного напряжения. При недокомпенсации расстройка не должна превышать 5%.

В сетях с компенсацией емкостного тока степень несимметрии фазных напряжений не должна превышать 0,75% фазного напряжения. При отсутствия в сети замыкания на землю напряжение смещения нейтрали допускается не выше 15% фазного напряжения длительно и не выше 30% в течение 1 часа. Снижение напряжения несимметрии и смещения нейтрали до указанных значений должно быть осуществлено выравниваем емкостей фаз относительно земли (транспозицией проводов ВЛ, а также распределением конденсаторов высокочастотной связи между фазами линий).

Пофазные включения и отключения воздушных и кабельных линий, которые могут приводить к напряжению смещения нейтрали, превышающие указанные значения, запрещается.

Измерения емкостных токов замыкания на землю, напряжений несимметрии и смещения нейтрали с целью настройки компенсации емкостного тока должны проводиться при вводе дугогасящих реакторов в эксплуатацию и при значительных изменениях схемы сети, но не реже одного раза в 6 лет.

В сетях 6-35 кВ с изолированной нейтралью расчёты емкостных токов замыкания на землю должны проводиться при вводе данной сети в эксплуатацию, а также при изменении схемы сети.

Для подключения дугогасящих реакторов должны использоваться силовые трансформаторы со схемой соединения обмоток «звезда с выведенной нейтралью — треугольник». Трансформаторы с дугогасящими реакторами в нейтрали должны подключаться к шинам ПС через выключатель. Подключения реакторы к нейтрали трансформатора рекомендуется выполнять сталеалюминевыми поводами или шинами с сечением 50-70мм².

Подключение дугогасящих реакторов к трансформаторам, защищённых плавкими предохранителями, запрещается.

Дугогасящие реакторы должны быть присоединены к нейтралям заземляющих трансформаторов через разъединитель. Возле привода разъединителя должна быть установлена световая сигнализация (две параллельно включённые лампы), подключённая к сигнальной обмотке реакторы и сигнализирующая о наличии в сети замыкания на землю.

В цепи заземления реакторы должен быть установлен трансформатор тока.

Установка дугогасящих реакторов в РУ должна выполняться в соответствии с действующими Правилами устройства электроустановок и инструкциями заводов-изготовителей.

2. Принцип действия и основные технические данные дугогасящих реакторов

Дугогасящий реактор представляет собой регулируемую индуктивность. По способу регулирования тока компенсации дугогасящие реакторы, установленные на подстанциях Северной ЭС, делятся на два вида:

— ступенчатого регулирования с переключением ответвлений обмоток;

— плавного регулирование с изменением зазора в магнитной системе.

Плавно регулируемые дугогасящие реакторы оборудованы автоматическим регулятором настройки компенсации емкостных токов типа РАНК – 2. Принцип действия и основные технические данные приведены в Приложении №1.

Основные характеристики дугогасящих реакторов, установленных на подстанциях Северной ЭС приведены в Приложении № 2.

Схема подключения ДГР приведена в Приложении №3.

Принцип действия компенсации емкостного тока заключается в следующем:

при замыкании на землю в сети через место повреждения проходит емкостной ток сети, на который накладывается индуктивный ток дугогасящей реакторы. Поскольку эти токи сдвинуты по фазе на 180˚, то результирующий реактивный ток (плюс незначительный ток активный и высших гармоник) будет зависеть от правильности настройки дугогасящей реакторы и при резонансной настройке, когда емкостной ток сети будет равен индуктивному току дугогасящей реакторы, через место повреждения будет протекать только незначительный ток активной составляющей.

Дугогасящие реакторы должны устанавливаться, как правило, на питающих узловых подстанциях, связанных с компенсируемой сетью не менее чем двумя линиями. Установка их на тупиковых подстанциях недопустима, так как неполнофазные режимы питания трансформатора с дугогасящим реактором, возникающие из-за обрыва проводов на питающей линии, приводят к неполнофазной компенсации. При этом смещение нейтрали может достигнуть опасных величин.

3. Ввод дугогасящих реакторов в эксплуатацию.

Перед вводом в эксплуатацию дугогасящий реактор должна быть испытана в соответствии с требованиями, указанными в СОУ-НЕЕ 20.302:2007 «Нормы испытания электрооборудования».

Дугогасящие реакторы должны устанавливаться в распределительных устройствах таким образом, чтобы были обеспечены и безопасные условия для наблюдения за уровнем масла в расширителе, показаниями термометров и термосигнализаторов, газовыми реле, а также для отбора проб масла и проведения оперативных действий по переключениям ответвлений.

ДГР установленные на открытых распредустройствах ПС у которых нижняя кромка фарфорового изолятора (высоковольтный ввод), расположенный над уровнем планировки на высоте не менее 2.5 м допускается не ограждать, при расположении высоковольтного ввода на высоте менее 2.5 м ДГР должна быть ограждена.

Для дугогасящих реакторов должны устраиваться маслоприемники на 20% объема масла, содержащегося в аппарате.

Перед вводом в эксплуатацию ДГР, СДИЗП производит измерение емкостного тока в сети на каждой секции. При этом обращается внимание на то, чтобы все линии были включены, т.е. был нормальный режим сети. По результатам измерения емкостных токов производится настройка дугогасящих реакторов. Результаты настройки заносятся в таблицу Приложение №4.

У оперативного персонала в журнале выполненных ремонтных и наладочных работ на оборудованиях ПС должна быть запись о возможности включения ДГР в работу.

4. Эксплуатация дугогасящих реакторов в нормальном режиме.

4.1 Эксплуатация ДГР должна осуществляться в установленном объеме с периодическим ремонтом и контролем за его состоянием.

Объем ремонтов установлен технологическими картами и выполняется ремонтным персоналом СПС.

Контроль за состоянием включает осмотр и профилактические испытания.

Осмотры должны осуществляться оперативным, административно-техническим персоналом подстанций, согласно данной инструкции и графика работ оперативного персонала, а также специалистами СДИЗП, СРЗА и СДИЗП МЭС. Профилактические испытания ДГР выполняются специалистами СДИЗП МЭС.

4.2 Оперативные действия с ДГР производятся оперативным персоналом подстанции с разрешения ДД МЭС.

Изменение настройки ДГР путем переключения анцапф или вывод ДГР в ремонт осуществляется с полным отключением его от сети.

Вывод дугогасящей реакторы в ремонт или для испытаний производится по заявке (в аварийных случаях по аварийной заявке). При этом должны быть выполнены все технические мероприятия по подготовке рабочего места для работы требующей снятия напряжения, согласно ПБЭЭ.

При выводе в ремонт системы шин, к которой подключен ДГР, присоединение его отключается если к системе шин остались присоединены две линии. При вводе системы шин в работу ДГР, включается после включения двух линий присоединенных к системе шин. В случае когда к системе шин подключена только одна линия ДГР необходимо вывести из работы.

4.3 Порядок отключения ДГР:

1) Проверить отсутствие замыкания на землю.

2) Отключить разъединитель ДГР.

3) Отключить выключатель заземляющего трансформатора.

4) Проверить отключенное положение выключателя.

4.4 Порядок включения ДГР:

1) Проверить отсутствие замыкания на землю.

2) Включить выключатель заземляющего трансформатора.

3) Включить разъединитель ДГР.

При наличии в сети замыкания на землю включать и отключать дугогасящий реактор запрещается.

5. Действия при возникновении в сети замыкания на землю

5.1 Показания приборов контроля изоляции и амперметра ДГР в зависимости от характера замыкания на землю будут различными:

а) При металлическом замыкании на землю одной фазы. Амперметр в цепи ДГР покажет ток настройки ДГР, вольтметр контроля изоляции заземлившейся фазы – отсутствие напряжения, вольтметры двух других фаз – линейное напряжение.

б) Неполное замыкание на землю одной из фаз (через сопротивление). Амперметр покажет ток ниже номинального, вольтметр контроля изоляции заземлившейся фазы покажет напряжение ниже фазного, вольтметры других фаз – напряжение выше фазного.

в) При замыкании фазы на землю через дугу показания приборов будут неустойчивыми.

К поиску заземлившегося направления приступать немедленно.

5.2 При длительном замыкании на землю в сети, оперативный персонал обязан вести тщательное наблюдение за ДГР и производить записи температур верхних слоев масла и показания амперметра в цепи ДГР каждые 30 минут.

При длительном замыкании на землю оперативному персоналу следует учитывать допустимое время работы ДГР. Допустимое время работы ДГР в режиме замыкания на землю приведено в Приложениях № 2. Запрещается эксплуатация ДГР в режиме замыкания на землю более указанного времени.

5.3 Все случаи работы ДГР при замыкании на землю должны регистрироваться в оперативном журнале.

6. Ликвидация аварийных режимов.

В случаях не терпящих отлагательств ДГР и заземляющий трансформатор могут быть отключены оперативным персоналом ПС с последующим уведомлением ДД МЭС при:

а) Пожаре на ДГР или заземляющем трансформаторе.

б) Несчастных случаях с людьми и др.

в) При превышении температуры масла в баке ДГР выше 110˚С.

г) При резких толчках по току и сильной вибрации ДГР.

Отключение ДГР в этих случаях производится выключением заземляющего трансформатора. В случае неисправности этого выключателя отключение ДГР можно произвести вводным или секционным выключателем с последующими отключениями присоединения ДГР и включением указанных выше выключателей (вводного или секционного). О всех случаях аварий с ДГР оперативный персонал ПС сообщает ДД МЭС.

7. Меры безопасности.

При эксплуатации ДГР необходимо предотвращать и минимизировать возникновение рисков в соответствии с требованиями инструкции по охране труда, а также с учетом «Карточек идентификации опасности и оценки рисков»

— Не допускается включать или отключать дугогасящий реактор при возникновении в сети замыкания на землю.

— При возникновении режима замыкания на землю в сети 6-35кВ запрещается приближаться к ДГР 6-35кВ, заземляющим трансформаторам и к месту замыкания на землю на расстояние менее 8 м.

— Переключение ответвлений ДГР со ступенчатым регулированием тока может производиться только после отключения реакторы.

— Не допускается объединять нейтрали раздельно работающих трансформаторов, к которым подключены дугогасящие реакторы.

— Контроль за показаниями термометров необходимо проводить с помощью оптических приборов, с соблюдением требований п.2 данного раздела.

— Измерения емкостных токов замыкания на землю, напряжений несимметрий и смещения нейтрали с целью настройки компенсации емкостного тока должны производиться по программам, составленным и утвержденным в установленном порядке с выполнением организационно-технических мероприятий

Приложение № 1

Принцип работы, схема подключения и эксплуатация регулятора автоматической настройки компенсации типа РАНК-2.

1.1 Принцип работы, схема подключения.

1.1.1 Регулятор автоматической настройки компенсации типа РАНК-2 работает по принципу измерения фазовых углов между напряжением на ДГР (Uсигн ) и задаётся опорным напряжением (Uоп ). Напряжение сигнала снимается со вторичной обмотки трансформатора напряжения, подключённого параллельно ДГР, а в качестве опорного используется линейное напряжений, снимаемое со вторичных обмоток трансформатора напряжения контроля изоляции, подключённого к системе шин.

Схема подключения РАНК-2 приведена на рис.1.Приложение1.

1.1.2 Для стабилизации напряжения несимметрии в сети введена искусственная (жесткая) несимметрия подключением к одной из фаз конденсатора КМ емкостью

С= 0,1-0,5 мкФ

1.2 Эксплуатация РАНК-2.

1.2.1 Схема подключения РАНК-2 допускает возможность настройки ДГР как в автоматическом так и в ручном режимах.

Для выбора режима настройки ДГР (автоматического или ручного) на панели управления

РАНК-2 установлен ключ рода работы КУ-1 .

1.2.2 В рабочем положении ключ рода работы КУ-1 должен находиться в положении «Автоматическое управление». В положении ключа рода работы КУ-1 «Ручное управление» регулятор автоматической настройки компенсации РАНК-2 – отключён и настройка ДГР осуществляется ключем ручного управления КУ-2.

1.2.3 При возникновении в сети однофазного замыкания на землю загорается сигнальная лампа 1ЛС «Работа ДГР», а амперметр контроля величины тока ДГР “А” показывает величину тока компенсации. Вольтметр контроля напряжения на ДГР показывает величину напряжения в нейтрали сети. Регулятор автоматической настройки компенсации (РАНК-2) автоматически включается и происходит процесс компенсации емкостного тока замыкания на землю.

1.2.4. Во время замыкания на землю в сети перевод ключа рода работы КУ-1 в положение «Ручное управление» запрещено.

1.3 Включение РАНК-2 в работу.

1.3.1. Проверить включение конденсаторов, создающих искусственную несимметрию.

1.3.2. Проверить отсутствие замыкания в сети (по отсутствию свечения контрольной лампы 1 ЛС «Работа ДГР» и показаниям амперметра ДГР.

1.3.3 Ключ рода работы КУ-1 установить в положение “ Ручное управление ”. Ключом ручного управления КУ-2 изменить настройку ДГР в пределах ± 5-10 А.

1.3.4 Ключ рода работы КУ-1 установить в положение “Автоматическое управление”. При этом загорается одна из сигнальных ламп 2 ЛС или 3ЛС «Работа РАНК-2» и регулятор РАНК-2 возвращает ДГР в режим резонансной настройки. Об этом свидетельствует нулевое показание индикатора настройки ДГР, установленного на лицевой панели РАНК-2. После настройки ДГР в резонанс сигнальные лампы “2 ЛС или 3ЛС «Работа РАНК-2» должны погаснуть.

1.4 Отключение РАНК-2 производится в следующих случаях с последующим уведомлением ОДС МЭС.

1.4.1 При выводе в ремонт ДГР или заземляющего трансформатора.

1.4.2 Если сигнальная лампа 1ЛС «Работа ДГР» горит более 3 минут, а стрелка индикатора настройки ДГР находится не в нулевом положении, в этом случае необходимо отключить «РАНК-2» и сообщить ОДС и СРЗА МЭС.

1.4.3 В случае когда плунжер ДГР находится в крайнем положении (стрелка индикатора настройки ДГР отклонена максимально) более 3 часов, то «РАНК-2» необходимо отключить переводом ключа КУ-1 в положение «Ручное управление» .

Рис.1 Схема подключения автоматического регулятора РАНК-2