136
оборудование
О формировании технических
требований к конструкции,
надежности и оценке технического
состояния дугогасящих реакторов
6–35 кВ
УДК
621.3.07:621.316
В
статье
рассмотрен
актуальный
вопрос
обеспечения
надежности
распредели
-
тельных
сетей
6–35
кВ
,
заземленных
через
дугогасящий
реактор
(
ДГР
).
Пока
-
заны
особенности
плунжерных
ДГР
и
ДГР
с
конденсаторным
регулированием
.
Проанализированы
технические
условия
на
ДГР
в
соответствии
с
действую
-
щими
нормативными
документами
и
факторы
,
влияющие
на
линейность
вольт
-
амперной
характеристики
.
Выявлены
и
обоснованы
конструктивные
недостатки
отдельных
ДГР
,
приводящие
к
проблемам
при
компенсации
емкостных
токов
при
однофазных
замыканиях
на
землю
.
Предложены
меры
по
формированию
технических
требований
к
конструкции
,
надежности
и
оценке
технического
со
-
стояния
ДГР
6–35
кВ
.
В
современных
распределительных
сетях
6–35
кВ
от
выбора
режима
заземления
нейтрали
зависят
уровень
аварийности
,
правильная
работа
защит
от
замыканий
на
землю
,
автома
-
тизация
процесса
поиска
поврежденного
фидера
и
послед
-
ствия
от
возникновения
однофазных
замыканий
на
землю
.
В
настоящее
время
в
России
работа
электрических
сетей
6–35
кВ
,
согласно
нормативным
документам
[1–3],
разрешена
при
применении
одного
из
трех
режимов
заземления
нейтрали
(
изолированная
ней
-
траль
;
нейтраль
,
заземленная
через
дугогасящий
реактор
;
нейтраль
,
заземленная
через
резистор
).
На
протяжении
длительного
периода
времени
неоднократно
рассматривались
и
публиковались
результаты
исследований
по
актуальным
проблемам
эксплуатации
сетей
6–35
кВ
с
различным
режимом
заземления
нейтрали
,
а
также
исследований
по
компенсации
емкостного
тока
при
однофазных
замыканиях
на
землю
и
защите
от
перенапряжений
[4–13].
При
этом
четких
рекомендаций
,
в
каких
случаях
в
сетях
6–35
кВ
должен
использоваться
тот
или
иной
режим
заземления
нейтрали
,
в
нормативных
документах
и
публикациях
не
приводится
.
Это
связано
с
большим
разнообразием
конструктивно
-
го
исполнения
воздушных
и
кабельных
сетей
6–35
кВ
(
городские
,
сель
-
ские
,
сети
промышленных
предприятий
и
др
.)
и
необходимостью
учета
различных
условий
их
эксплуатации
,
и
многих
случайных
факторов
.
Повреждаемость
сетей
6–35
кВ
при
однофазных
замыканиях
на
землю
остается
достаточно
высокой
.
В
среднем
происходит
26
отключений
в
год
в
расчете
на
100
км
воздушных
или
кабельных
линий
[14].
В
поврежденном
присоединении
возникает
ток
однофазного
замыкания
(
ток
3
I
0
).
Компен
-
сация
емкостного
тока
замыкания
на
землю
применяется
при
граничных
значениях
тока
,
указанных
в
пункте
1.2.16
ПУЭ
[1].
Для
уменьшения
ем
-
костной
составляющей
тока
замыкания
на
землю
достаточно
давно
при
-
меняют
дугогасящие
реакторы
(
ДГР
).
На
рисунке
1
приведена
типовая
схе
-
ма
подстанции
с
нейтралью
на
стороне
6–10
кВ
,
заземленной
через
ДГР
.
Из
рисунка
1
видно
,
что
на
секцию
шин
6–10
кВ
через
специально
выделенную
ячейку
подключается
трансформатор
вывода
нейтрали
(
с
соединением
обмоток
Y-0/D
или
Z-0)
и
ДГР
с
шунтирующим
низко
-
вольтным
резистором
напряжением
500
В
,
который
подключается
че
-
рез
специальный
контактор
во
вторичную
силовую
обмотку
ДГР
500
В
.
При
однофазном
замыкании
на
землю
в
сети
ДГР
создает
в
месте
Назарычев
А
.
Н
.,
д
.
т
.
н
.,
профессор
кафедры
ЭиЭМ
Санкт
-
Петербургского
горного
университета
Титенков
С
.
С
.,
к
.
т
.
н
.,
директор
ООО
«
ЕГЕ
-
Энерган
»
Пугачев
А
.
А
.,
д
.
э
.
н
.,
заведующий
кафедрой
диагностики
энергетического
оборудования
ФГАОУ
ДПО
«
ПЭИПК
»
Минэнерго
России
Пеленев
Д
.
Н
.,
к
.
т
.
н
.,
доцент
кафедры
ЭиЭМ
Санкт
-
Петербургского
горного
университета
Веприков
А
.
А
.,
к
.
т
.
н
.,
ассистент
кафедры
ЭиЭМ
Санкт
-
Петербургского
горного
университета
Ключевые
слова
:
дугогасящие
реакторы
,
технические
требования
,
надежность
,
линейная
вольт
-
амперная
характеристика
137
повреждения
индуктивную
состав
-
ляющую
тока
,
равную
емкостной
.
При
этом
суммарный
ток
в
месте
повреждения
становится
равным
практически
нулю
,
и
первое
возник
-
шее
в
сети
однофазное
замыкание
на
землю
можно
не
отключать
.
Режим
заземления
нейтрали
через
ДГР
с
шунтирующим
низко
-
вольтным
резистором
,
подключае
-
мым
во
вторичную
силовую
обмот
-
ку
напряжением
500
В
,
позволяет
реализовать
селективную
защиту
от
замыканий
на
землю
как
с
ис
-
пользованием
простых
токовых
защит
(
код
ANSI 51G),
так
и
более
сложных
направленных
защит
по
направлению
тока
3
I
0
(
код
ANSI
67N)
или
активной
мощности
нуле
-
вой
последовательности
(«
ваттме
-
трические
»,
код
ANSI 32) [13].
Как
правило
,
защиты
от
замыканий
на
землю
в
этом
случае
действуют
на
сигнал
,
так
как
ток
в
месте
повреждения
мал
,
и
его
немедленное
отклю
-
чение
не
требуется
.
Таким
образом
,
режим
с
заземлением
нейтрали
через
ДГР
(
катушку
)
имеет
следующие
преимущества
:
–
отсутствие
необходимости
в
немедленном
отклю
-
чении
однофазного
замыкания
на
землю
и
,
соот
-
ветственно
,
потребителя
;
–
малый
остаточный
ток
в
месте
повреждения
(
не
более
1–2
А
);
–
самоликвидация
замыканий
(
особенно
на
воз
-
душных
линиях
);
–
возможность
организации
селективной
автома
-
тически
действующей
релейной
защиты
от
одно
-
фазных
замыканий
на
землю
;
–
исключение
повреждений
измерительных
ТН
из
-
за
феррорезонансных
процессов
;
–
высокая
чувствительность
сигнализации
от
замы
-
каний
на
землю
к
замыканиям
через
большое
сопротивление
(
до
15–20
кОм
).
Современное
конструктивное
выполнение
зазем
-
ления
нейтрали
может
осуществляться
на
основе
комбинированного
исполнения
дугогасящего
реакто
-
ра
6–35
кВ
(
трансформатор
вывода
нейтрали
и
ДГР
в
едином
баке
),
представленного
на
рисунке
2.
Применение
в
сетях
6–35
кВ
современного
обо
-
рудования
заземления
нейтрали
—
ДГР
с
шунтиру
-
ющими
низковольтными
резисторами
—
позволяет
существенно
повысить
надежность
работы
сетей
и
снизить
аварийность
при
однофазных
замыкани
-
ях
на
землю
.
Однако
в
последние
годы
аварийность
в
сетях
среднего
напряжения
возросла
по
причине
несоответствия
конструкции
и
технических
пара
-
метров
ДГР
ряда
производителей
установленным
в
техническом
стандарте
[3]
требованиям
.
Поэтому
рассмотрение
вопросов
формирования
технических
требований
к
конструкции
,
надежности
и
оценке
технического
состояния
ДГР
6–35
кВ
про
-
должает
оставаться
актуальной
задачей
.
Настройка
реакторов
в
резонанс
и
компенсация
емкостного
тока
замыкания
на
землю
основана
на
различных
принципах
.
В
настоящей
статье
рассмо
-
трим
плунжерные
ДГР
и
ДГР
с
конденсаторным
регу
-
лированием
,
приведенные
на
рисунке
3.
Плунжерный
принцип
регулирования
ДГР
ис
-
пользуется
уже
порядка
70
лет
и
заключается
в
из
-
Рис
. 1.
Понижающая
подстанция
с
нейтралью
на
стороне
6–10
кВ
,
зазем
-
ленной
через
ДГР
Трансформатор
TEGE
с
соединением
обмоток
Z–0
Дугогасящий
реактор
ZTC (ASR) c
шунти
-
рующим
резистором
SR
напряжением
500
В
Трансформатор
TEGE
с
соединением
обмоток
Z–0
Дугогасящий
реактор
ZTC (ASR)
c
шунтирующим
резистором
SR
напряжением
500
В
35–110–220
кВ
6–10
кВ
Рис
. 2.
Комбинированные
дугогасящие
реакторы
6–35
кВ
(
трансформатор
подключения
и
реактор
в
едином
баке
):
а
)
конструктивное
выполнение
;
б
)
схема
подключения
комбинированного
реактора
6–35
кВ
к
сети
Трансформатор
вывода
нейтрали
Дугогасящий
реактор
а
)
б
)
Ячейка
КРУ
Комбинированный
дугогасящий
реактор
ТТНП
ТТ
Т
A
QS
P
K
R
M2
N2
B
C
№
3 (72) 2022
138
ОБОРУДОВАНИЕ
менении
воздушного
зазора
в
магнитной
системе
подвижными
сердечниками
(
рисунок
3
а
).
Он
подроб
-
но
изучен
и
хорошо
себя
зарекомендовал
.
Имеется
значительное
количество
реальных
осциллограмм
переходных
процессов
при
однофазных
дуговых
(
пе
-
ремежающихся
)
замыканиях
на
землю
.
Конструкция
плунжерных
ДГР
отработана
и
при
со
-
блюдении
технических
требований
к
технологии
про
-
изводства
обеспечивает
надежную
работу
этих
реак
-
торов
в
течение
более
30–40
лет
эксплуатации
,
что
соответствует
требованиям
,
предъявляемым
к
обору
-
дованию
в
технической
политике
ПАО
«
Россети
».
Конденсаторное
регулирование
ДГР
осуществля
-
ется
путем
подключения
конденсаторных
батарей
на
его
вспомогательную
вторичную
обмотку
(
рисунок
3
б
).
Этот
принцип
регулирования
ДГР
используется
только
последние
15–20
лет
и
может
быть
охарактеризован
как
малоизученный
.
Реальные
осциллограммы
пере
-
ходных
процессов
при
однофазных
дуговых
замыка
-
ниях
на
землю
(
фазные
напряжения
относительно
земли
,
напряжение
на
нейтрали
,
ток
в
месте
замыка
-
ния
)
в
публикациях
по
этому
принципу
регулирования
отсутствуют
.
Конденсаторные
ДГР
разработаны
срав
-
нительно
недавно
,
имеют
малый
опыт
эксплуатации
и
ряд
нижеприведенных
технических
недостатков
,
кото
-
рые
рассмотрим
более
подробно
.
1.
Конденсаторный
ДГР
представляет
цепь
с
парал
-
лельным
включением
индуктивности
L
главной
обмотки
реактора
и
емкости
C
конденсаторов
на
вторичной
обмотке
с
предвклю
-
ченными
индуктивностями
сило
-
вого
трансформатора
,
трансфор
-
матора
вывода
нейтрали
,
кабеля
,
токоограничивающего
реактора
(
при
наличии
).
Эта
цепь
может
ре
-
зонировать
на
частоте
какой
-
либо
гармоники
,
присутствующей
в
на
-
пряжении
сети
.
С
учетом
измене
-
ния
емкости
на
вторичной
стороне
в
широком
диапазоне
резонанс
-
ных
частот
(
гармоник
)
может
быть
несколько
.
При
возникновении
резонанса
токов
в
этой
парал
-
лельной
L
-
C
цепи
конденсаторы
на
вторичной
стороне
ДГР
будут
перегружаться
резко
возросшим
током
какой
-
ли
-
бо
гармоники
и
могут
выйти
из
строя
.
2.
Наличие
значительного
количества
конденсаторов
(
например
,
для
ДГР
мощностью
1000
кВА
это
поч
-
ти
900
кВАр
конденсаторов
)
и
контакторов
для
их
подключения
снижает
надежность
работы
ДГР
(
ре
-
актор
имеет
значительное
количество
механиче
-
ских
подвижных
элементов
—
контакторов
).
Отказ
даже
одного
контактора
или
конденсатора
может
привести
к
значительной
расстройке
компенсации
.
В
процессе
эксплуатации
требуется
регулярный
контроль
исправности
контакторов
и
конденсато
-
ров
с
замером
параметров
каждого
конденсатора
.
По
оценке
зарубежных
специалистов
требуется
проведение
контроля
не
менее
двух
раз
в
год
.
3.
Наличие
конденсаторной
батареи
для
управле
-
ния
реактором
существенно
увеличивает
габа
-
риты
и
массу
оборудования
(
рисунок
4).
Шкаф
на
рисунке
4
слева
от
реактора
—
это
шкаф
кон
-
денсаторной
батареи
.
При
мощности
ДГР
выше
500
кВА
по
массогабаритным
параметрам
стано
-
вится
технически
нецелесообразным
применение
ДГР
с
конденсаторным
регулированием
в
сравне
-
нии
с
плунжерными
ДГР
.
4.
Срок
службы
конденсаторов
по
оценке
специали
-
стов
составляет
не
более
15
лет
,
при
заявляемом
номинальном
сроке
службы
реактора
— 30
лет
.
Это
означает
,
что
в
процессе
эксплуатации
реак
-
тора
потребуется
дорогостоящий
ремонт
с
заме
-
ной
конденсаторной
батареи
.
В
условиях
наличия
гармоник
в
сети
этот
срок
службы
может
быть
су
-
щественно
меньше
15
лет
.
5.
До
момента
возникновения
замыкания
на
землю
емкость
на
вторичной
стороне
ДГР
не
заряжена
(
напряжение
на
нейтрали
равно
нулю
).
Это
озна
-
чает
,
что
реактор
не
настроен
в
резонанс
(
рас
-
стройка
может
достигать
90%).
В
процессе
дуго
-
вого
замыкания
на
землю
скорость
разряда
ем
-
кости
на
вторичной
стороне
ДГР
не
соответствует
скорости
разряда
основной
емкости
сети
через
высоковольтную
обмотку
реактора
.
Следователь
-
но
,
каждое
последующее
зажигание
дуги
будет
происходить
при
ненулевых
начальных
условиях
заряда
конденсаторов
на
вторичной
стороне
реак
-
тора
.
То
есть
переходный
процесс
и
уровень
пере
-
напряжений
в
сети
могут
существенно
отличаться
в
худшую
сторону
от
варианта
,
когда
используется
плунжерный
ДГР
(
рисунок
5).
а
)
б
)
D1
D2
Рис
. 3.
Принцип
регулирования
ДГР
:
а
)
плунжерные
ДГР
;
б
)
ДГР
с
конденса
-
торным
регулированием
Шины
сети
6–10
кВ
ФНП
ДГР
БК
K
1
C
1
K
2
K
n
C
2
C
n
Рис
. 4.
ДГР
со
шкафом
конденсаторной
батареи
139
Технические
условия
на
ДГР
были
изложены
в
ГОСТ
19470-74
«
Реакторы
масляные
заземляющие
дугогасящие
.
Технические
усло
-
вия
» [15],
а
основные
современные
технические
требования
к
ДГР
от
-
ражены
в
стандарте
ПАО
«
Россети
»
СТО
34.01-3.2-008-2017 «
Реакторы
заземляющие
дугогасящие
6–35
кВ
.
Общие
технические
требования
» [3].
Главным
требованием
стандар
-
та
ПАО
«
Россети
»,
предъявляе
-
мым
к
ДГР
с
позиции
эксплуатации
,
является
линейность
вольтампер
-
ной
характеристики
(
ВАХ
) (
п
. 8.4.7
СТО
34.01-3.2-008-2017
ПАО
«
Рос
-
сети
»).
Для
ДГР
норма
отклонения
ВАХ
от
линейной
во
всем
диапа
-
зоне
рабочих
напряжений
должна
быть
не
более
1% (
п
. 8.4.7
СТО
34.01-3.2-008-2017
ПАО
«
Россе
-
ти
»).
На
рисунке
6
приведены
ВАХ
ДГР
,
соответствующие
различным
токам
подмагничивания
.
Согласно
ГОСТ
19470-74,
снятие
семейства
ВАХ
являлось
стандартным
и
обязательным
положением
как
для
плунжерных
ДГР
,
так
и
для
ДГР
с
подмагни
-
чиванием
сердечника
.
Отклонение
ВАХ
от
расчетных
параметров
могло
привести
к
отказу
от
использова
-
ния
ДГР
на
объекте
энергетики
.
В
настоящее
время
в
СТО
34.01-3.2-008-2017
не
предусматривается
процедура
проверки
линейности
ВАХ
при
входном
контроле
ДГР
.
При
этом
выполне
-
ние
входного
контроля
ДГР
на
отклонение
ВАХ
от
линейной
во
всем
диапазоне
рабочих
напряжений
является
очень
важной
задачей
.
Для
чего
следу
-
ет
разработать
либо
малогабаритное
устройство
контроля
и
диагностики
параметров
ДГР
в
составе
передвижной
лаборатории
,
либо
функция
контроля
и
диагностики
параметров
ДГР
должна
быть
заложе
-
на
в
его
интеллектуальную
систему
управления
.
Линейность
ВАХ
означает
неизменность
(
посто
-
янство
)
индуктивного
сопротивления
настроенной
катушки
,
то
есть
точность
компенсации
емкостного
тока
.
Отсутствие
линейности
ВАХ
у
ДГР
означает
неточную
компенсацию
емкостного
тока
и
связан
-
ный
с
этим
высокий
уровень
перенапряжений
при
однофазных
перемежающихся
замыканиях
на
землю
и
,
соответственно
,
высокую
аварийность
в
сетях
6–35
кВ
.
На
линейность
вольтамперной
ха
-
рактеристики
ДГР
оказывают
влияние
следующие
факторы
:
–
количество
подвижных
сердечников
плунжера
(
два
или
один
);
–
форма
сечения
магнитопровода
(
круглая
или
квад
-
ратная
);
–
количество
ярм
,
охватывающих
обмотку
;
–
качество
трансформаторной
стали
;
–
индукция
в
магнитной
системе
реактора
;
–
коэффициент
эффективности
использования
активной
части
.
Рассмотрим
подробнее
влияние
этих
факторов
на
линейность
ВАХ
современных
ДГР
,
создаваемых
различными
производителями
оборудования
.
ФАКТОР
КОЛИЧЕСТВА
ПОДВИЖНЫХ
СЕРДЕЧНИКОВ
ПЛУНЖЕРА
Различными
производителями
выпускаются
плун
-
жерные
ДГР
как
с
двумя
подвижными
сердечниками
круглого
сечения
(
рисунок
7
а
),
так
и
с
одним
верх
-
ним
подвижным
сердечником
квадратного
сечения
и
пьедесталом
внизу
(
рисунок
7
б
).
В
первом
случае
мы
имеем
симметричную
магнитную
систему
ДГР
,
а
во
втором
случае
магнитная
система
не
является
Рис
. 5.
Конструкция
современных
дугогасящих
реакторов
6–35
кВ
:
а
)
разрез
ДГР
(1 —
моторный
привод
(
редуктор
), 2 —
крышка
, 3 —
бак
; 4 —
рама
, 5 —
главный
винтовой
вал
, 6 —
ярма
— (
неподвижная
часть
магнитопровода
),
7 —
главная
обмотка
, 8 —
силовая
обмотка
, 9 —
измерительная
обмотка
,
10 —
сердечник
(
подвижная
часть
магнитопровода
(
плунжер
));
б
)
общий
вид
современного
ДГР
(1 —
маслоуказатель
, 2 —
реле
Бухгольца
, 3 —
термометр
,
4 —
указатель
настройки
тока
, 5 —
шкаф
привода
регулирования
, 6 —
возду
-
хоосушитель
, 7 —
вентиль
для
отбора
проб
масла
, 8 —
сливной
вентиль
)
Рис
. 6.
Вольт
-
амперные
характеристики
ДГР
,
соответ
-
ствующие
токам
подмагничивания
: 1 — 0
А
, 2 — 10
А
,
3 — 30
А
, 4 — 60
А
, 5 — 90
А
а
)
б
)
1
2
3
4
5
10
6
9
8
7
1
2
3
4
5
6
8
7
U
р
,
В
5000
4500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
0 10 20 30 40
1
2
3
4
5
I
р
,
А
№
3 (72) 2022
140
ОБОРУДОВАНИЕ
ся
за
счет
высокотехнологичной
круговой
шихтовки
пластин
из
электротехнической
стали
,
распо
-
ложенных
концентрически
около
приводного
вала
как
оси
.
Сердечник
в
сечении
,
близкий
к
круглому
(
рисунок
8
б
),
создает
-
ся
за
счет
большого
числа
пакетов
стали
,
что
позволяет
иметь
коэф
-
фициент
заполнения
не
ниже
0,97.
Упрощенный
сердечник
ква
-
дратной
(
прямоугольной
)
формы
(
рисунок
8
в
)
имеет
коэффициент
заполнения
0,6,
что
существенно
увеличивает
потоки
рассеяния
и
нелинейность
ВАХ
.
ФАКТОР
КОЛИЧЕСТВА
ЯРМ
МАГНИТНОЙ
СИСТЕМЫ
На
рисунке
9
показаны
сечения
плунжерного
ДГР
с
различным
количеством
ярм
магнитной
системы
,
охватывающих
сердечник
плунжера
: 8
ярм
(
рису
-
нок
9
а
), 4
ярма
(
рисунок
9
б
), 2
ярма
(
рисунок
9
в
).
Плунжерные
дугогасящие
реакторы
с
8
ярмами
имеют
самую
высокую
линейность
ВАХ
за
счет
мини
-
мального
потока
рассеяния
,
замыкающегося
по
воз
-
духу
через
бак
ДГР
.
Симметричная
магнитная
систе
-
ма
ДГР
с
двумя
подвижными
сердечниками
круглого
сечения
показана
на
рисунке
10.
ФАКТОР
ИНДУКЦИИ
В
МАГНИТНОЙ
СИСТЕМЕ
РЕАКТОРА
В
соответствии
с
нормативным
документом
[3]
плун
-
жерные
ДГР
должны
производиться
с
индукцией
0,9–0,95
Тл
.
Однако
отдельные
производители
ДГР
при
проектировании
используют
величину
индукции
до
1,5–1,6
Тл
,
что
позволяет
им
значительно
сни
-
зить
количество
стали
в
магнитной
системе
реакто
-
ра
и
уменьшить
расход
обмоточного
провода
.
А
это
,
в
свою
очередь
,
позволяет
существенно
снизить
себе
-
стоимость
реакторов
.
В
итоге
при
проведении
в
элек
-
тросетевых
компаниях
конкурентных
торгово
-
закупоч
-
ных
процедур
,
когда
основным
критерием
является
стоимость
оборудования
,
как
правило
,
такие
произво
-
дители
и
выигрывают
право
заключения
договоров
на
поставку
ДГР
.
Установлено
,
что
в
условиях
реальной
эксплуатации
при
замыканиях
на
землю
такие
реакто
-
ры
(
с
существенным
недовложением
активных
мате
-
риалов
)
насыщаются
,
их
сопротивление
резко
падает
,
резонансная
настройка
нарушается
,
и
в
сети
могут
возникать
перенапряжения
высокой
кратности
,
что
может
вызвать
многоместные
повреждения
изоляции
сети
.
Особенно
часто
это
происходит
в
осенний
и
ве
-
сенний
периоды
.
В
результате
по
-
вреждается
большое
количество
кабельных
линий
и
нарушается
электроснабжение
потребителей
.
При
этом
насыщение
ДГР
вызы
-
вает
увеличение
через
него
тока
и
потенциальную
возможность
его
повреждения
из
-
за
перегрева
.
Проведенные
авторами
ис
-
следования
позволяют
утверж
-
дать
,
что
для
сокрытия
недо
-
а
)
б
)
Рис
. 7.
Плунжерные
ДГР
:
а
)
с
двумя
подвижными
сердечниками
круглого
сечения
;
б
)
с
одним
верхним
подвижным
сердечником
квадратного
сечения
и
пьедесталом
внизу
Обмотка
Обмотка
Сердечник
Сердечник
Подвижный
сердечник
Пьедестал
(
отдельная
деталь
!!!)
Ярмо
Обмотка
а
)
б
)
в
)
Рис
. 8.
Сечения
плунжерного
ДГР
с
различной
формой
подвижного
сердечни
-
ка
:
а
)
идеально
круглый
сердечник
;
б
)
сердечник
,
близкий
к
круглому
;
в
)
сер
-
дечник
квадратной
(
прямоугольной
)
формы
симметричной
.
Несимметричная
магнитная
система
ДГР
отрицательно
влияет
на
линейность
ВАХ
.
Плун
-
жерные
ДГР
с
симметричной
магнитной
системой
с
двумя
подвижными
сердечниками
круглого
сечения
имеют
более
высокую
линейность
ВАХ
за
счет
более
равномерного
поля
в
воздушном
зазоре
между
дву
-
мя
подвижными
сердечниками
.
Необходимо
отметить
,
что
в
практике
эксплуата
-
ции
ДГР
с
одним
верхним
подвижным
сердечником
квадратного
сечения
и
пьедесталом
внизу
имели
ме
-
сто
повреждения
,
связанные
с
отрывом
пьедестала
от
основания
,
что
говорит
о
дополнительных
рисках
применения
такого
оборудования
.
ФАКТОР
ФОРМЫ
СЕЧЕНИЯ
ПОДВИЖНЫХ
СЕРДЕЧНИКОВ
(
МАГНИТОПРОВОДА
)
ПЛУНЖЕРА
Отказ
от
формирования
круглого
сечения
сердечника
и
замена
его
на
квадратную
или
прямоугольную
формы
позволяет
отдельным
производителям
резко
снизить
трудоемкость
и
материалоемкость
производства
ДГР
за
счет
применения
магнитной
стали
одной
ширины
,
например
, 240
мм
для
всей
серии
ДГР
.
При
этом
коэф
-
фициент
заполнения
окна
обмотки
не
превышает
0,6,
а
количество
типономиналов
пластин
не
превышает
восьми
,
тогда
как
для
достижения
формы
круглого
сер
-
дечника
с
коэффициентом
заполнения
окна
обмотки
0,97
требуется
не
менее
60–70
типономиналов
пла
-
стин
.
Таким
образом
,
имеет
место
упрощение
и
уде
-
шевление
конструкции
ДГР
в
ущерб
линейности
его
ВАХ
,
а
в
итоге
это
наносит
ущерб
как
качеству
работы
ДГР
при
однофазных
замыканиях
на
землю
,
так
и
про
-
цессу
ограничения
перенапряжений
в
сетях
6–35
кВ
.
На
рисунке
8
представлены
сечения
плунжерного
ДГР
с
различной
формой
подвижного
сердечника
.
Идеально
круглый
сердечник
имеет
коэффициент
заполнения
,
близкий
к
1 (
рисунок
8
а
).
Это
достигает
-
141
вложения
активных
материалов
и
исключения
повреждения
ДГР
вследствие
насыщения
некото
-
рые
производители
используют
установку
датчиков
температуры
(
термопар
)
в
обмотку
реактора
и
магнитную
систему
с
выводом
через
термореле
сигнала
на
от
-
ключение
реактора
в
ячейку
КРУ
.
При
замыкании
на
землю
в
сети
при
протекании
через
ДГР
тока
он
нагревается
и
от
-
ключается
,
а
сеть
остается
без
компенсации
.
Такой
подход
позволяет
защитить
ДГР
от
повреждения
при
перегреве
,
но
сети
6–35
кВ
остаются
без
защиты
от
перенапряжений
,
что
приводит
к
массовому
отклю
-
чению
потребителей
.
На
рисунке
11
приведен
при
-
мер
установки
термопар
в
обмотку
и
на
магнитную
систему
ДГР
.
ФАКТОР
КОЭФФИЦИЕНТА
ЭФФЕКТИВНОСТИ
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
АКТИВНОЙ
ЧАСТИ
Коэффициент
эффективности
использования
актив
-
ной
части
K
a
,
определяется
по
следующей
формуле
:
K
a
=
U
ф
/ (
W
·
F
c
),
где
U
ф
—
фазное
напряжение
сети
,
W
—
число
вит
-
ков
рабочей
обмотки
и
F
с
—
площадь
сечения
под
-
вижного
сердечника
(
в
кв
.
м
).
Значение
коэффициента
K
a
должно
иметь
вели
-
чину
не
выше
200.
Это
величина
,
при
которой
нели
-
нейность
ВАХ
ДГР
не
выходит
за
пределы
1%
при
номинальном
фазном
напряжении
сети
.
Как
видно
из
формулы
,
повышенный
коэффици
-
ент
указывает
на
пониженное
число
витков
обмотки
и
уменьшенное
сечение
магнитопровода
,
что
связа
-
но
с
возможной
чрезмерной
экономией
материалов
активной
части
,
то
есть
с
фактическим
недовложени
-
ем
активных
материалов
с
целью
удешевления
ДГР
.
При
этом
также
важно
учитывать
,
какой
материал
об
-
моток
ДГР
используется
—
алюминий
или
медь
.
Ак
-
тивное
сопротивление
алюминия
примерно
на
55%
больше
активного
сопротивления
меди
,
поэтому
для
равноценного
номинального
тока
ДГР
(
активного
со
-
противления
ДГР
)
алюминиевый
обмоточный
провод
должен
иметь
сечение
на
55%
больше
медного
.
Это
увеличивает
габаритные
размеры
обмотки
,
окно
маг
-
нитопровода
для
ее
размещения
и
,
соответственно
,
увеличивает
нелинейность
ВАХ
,
так
как
возрастают
потоки
рассеяния
.
В
связи
с
этим
для
намотки
обмо
-
ток
ДГР
лучше
использовать
медный
провод
.
В
связи
с
чем
необходимо
внести
соответствующее
требова
-
ние
в
СТО
34.01-3.2-008-2017.
ВЫВОДЫ
В
результате
выполненного
анализа
опыта
эксплуа
-
тации
и
конструктивных
особенностей
ДГР
различ
-
ных
производителей
,
а
также
проведенных
иссле
-
дований
отключения
токов
однофазных
замыканий
на
землю
в
сетях
6–35
кВ
,
можно
сделать
выводы
о
целесообразности
выполнения
следующих
меро
-
приятий
:
1.
В
сетях
6–35
кВ
ДЗО
ПАО
«
Россети
»
выполнить
оценку
качества
компенсации
емкостного
тока
и
осциллографирование
переходных
процессов
дуговых
перемежающихся
однофазных
замыка
-
ний
на
землю
с
записью
всех
фазных
напряже
-
ний
относительно
земли
,
а
также
напряжения
на
нейтрали
,
тока
дугогасящего
реактора
,
тока
3
I
0
в
поврежденном
присоединении
для
дугогася
-
щих
реакторов
средней
мощности
480–1000
кВА
с
различными
типами
автоматики
управления
и
различных
производителей
.
2.
Собрать
,
обработать
и
проанализировать
стати
-
стику
по
ДЗО
ПАО
«
Россети
»
на
предмет
повреж
-
даемости
дугогасящих
реакторов
разных
произ
-
водителей
в
процессе
эксплуатации
с
указанием
причин
выхода
из
строя
.
3.
Включить
в
СТО
34.01-3.2-008-2017
ПАО
«
Россети
»
следующие
требования
к
дугогасящим
реакторам
в
части
:
–
выполнения
обмоток
дугогасящих
реакторов
из
меди
для
снижения
остаточного
тока
в
месте
за
-
мыкания
;
–
величины
индукции
в
магнитной
системе
реакто
-
ра
,
которая
при
номинальном
напряжении
реак
-
тора
должна
быть
не
выше
0,9
Тл
;
а
)
б
)
в
)
Рис
. 9.
Сечения
плунжерного
ДГР
с
различным
количеством
ярм
магнитной
системы
:
а
) 8
ярм
охватывают
сердечник
плунжера
;
б
) 4
ярма
охватывают
сердечник
плунжера
;
в
) 2
ярма
охватывают
сердечник
плунжера
Сердечник
(
плунжер
)
а
)
б
)
Рис
. 10.
Симметричная
магнитная
система
ДГР
с
двумя
подвижными
сердечниками
круглого
сечения
:
а
)
вид
сбоку
ДГР
;
б
)
вид
снизу
ДГР
Обмотка
Рис
. 11.
Пример
установки
термопар
в
обмотку
и
на
магнитную
систему
ДГР
: 1 —
термопара
в
обмотке
реактора
; 2 —
термопара
на
магнитной
системе
1
2
№
3 (72) 2022
142
ОБОРУДОВАНИЕ
–
использования
двух
подвижных
сердечников
плунжера
круглого
сечения
(
коэффициент
запол
-
нения
окна
обмотки
не
ниже
0,97);
–
значения
коэффициента
эффективности
исполь
-
зования
активной
части
,
который
должен
иметь
величину
меньше
200.
4.
Установить
в
качестве
обязательного
мероприя
-
тия
дополнительного
входного
контроля
качества
вводимых
дугогасящих
реакторов
,
для
чего
необ
-
ходимо
выполнять
:
–
измерение
отклонения
вольт
-
амперной
характери
-
стики
реактора
от
линейной
во
всем
диапазоне
рабочих
напряжений
(
норма
отклонения
не
более
1%
соглас
-
но
п
. 8.4.7
СТО
34.01-3.2-008-2017
ПАО
«
Россети
»);
–
проверку
соответствия
полной
массы
дугогасяще
-
го
реактора
,
заявленной
в
сопроводительных
до
-
кументах
,
массе
,
замеренной
при
взвешивании
на
крановых
весах
на
объекте
;
–
проверку
отсутствия
температурных
датчиков
(
термопар
)
в
обмотках
дугогасящих
реакторов
как
элементов
,
обеспечивающих
сокрытие
их
терми
-
ческой
нестойкости
.
5.
Разработать
малогабаритное
устройство
контро
-
ля
и
диагностики
параметров
дугогасящих
реак
-
торов
в
составе
передвижной
лаборатории
.
6.
Комплектовать
новые
и
реконструируемые
под
-
станции
цифровыми
аварийными
регистратора
-
ми
процессов
на
каждой
секции
6–35
кВ
с
воз
-
можностью
записи
параметров
,
указанных
в
п
. 1
выводов
с
частотой
дискретизации
не
ниже
10
кГц
с
запуском
по
факту
возникновения
напряжения
3
U
0
на
нейтрали
сети
.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Правила
устройства
электроустановок
.
7-
е
и
6-
е
издания
.
СПб
.:
Издательство
ДЕАН
, 2016. 1168
с
.
2.
РД
34.20.179 (
ТИ
34-70-070-87).
Ти
-
повая
инструкция
по
компенсации
емкостного
тока
замыкания
на
зем
-
лю
в
электрических
сетях
6–35
кВ
.
URL: https://ohranatruda.ru/ot_biblio/
norma/250777/?.
3.
СТО
34.01-3.2-008-2017.
Реакторы
заземляющие
дугогасящие
6–35
кВ
.
Общие
технические
требования
.
Стан
-
дарт
организации
ПАО
«
Россети
».
Дата
введения
28.02.2017. 22
с
.
4.
Серов
В
.
И
.,
Шуцкий
В
.
И
.,
Ягудаев
Б
.
М
.
Методы
и
средства
борьбы
с
замыка
-
ниями
на
землю
в
высоковольтных
си
-
стемах
горных
предприятий
.
М
.:
Наука
.
1985. 135
с
.
5.
Цапенко
Е
.
Ф
.
Замыкания
на
землю
в
сетях
6–35
кВ
.
М
.:
Энергоатомиздат
,
1986. 128
с
.
6.
Евдокунин
Г
.
А
.,
Титенков
С
.
С
.
Внутрен
-
ние
перенапряжения
в
сетях
6–35
кВ
.
СПб
.:
Терция
, 2004. 186
с
.
7.
Евдокунин
Г
.
А
.,
Титенков
С
.
С
.
Рези
-
стивное
заземление
нейтрали
сетей
6–10
кВ
.
СПб
.:
Терция
, 2009. 263
с
.
8.
Емельянов
Н
.
И
.,
Ширковец
А
.
И
.
Ак
-
туальные
вопросы
применения
рези
-
стивного
и
комбинированного
зазем
-
ления
нейтрали
в
электрических
сетях
6–35
кВ
//
Энергоэксперт
,
№
2, 2010.
С
. 44–50.
9.
Назарычев
А
.
Н
.,
Титенков
С
.
С
.,
Пуга
-
чев
А
.
А
.
Комплексные
инновационные
решения
по
заземлению
нейтрали
в
се
-
тях
6–35
кВ
//
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ
.
Пе
-
редача
и
распределение
, 2016,
№
3(36).
С
. 40–46.
10.
Назарычев
А
.
Н
.,
Пугачев
А
.
А
.,
Титен
-
ков
С
.
С
.
Комбинированное
заземление
нейтрали
в
сетях
6–35
кВ
.
Мифы
и
ре
-
альность
– 1 //
Новости
электротехни
-
ки
, 2016,
№
3(99).
С
. 34–37.
11.
Назарычев
А
.
Н
.,
Пугачев
А
.
А
.,
Титен
-
ков
С
.
С
.
Комбинированное
заземление
нейтрали
в
сетях
6–35
кВ
.
Мифы
и
ре
-
альность
– 2 //
Новости
электротехни
-
ки
, 2016.
№
6(102).
С
. 26–29.
12.
Кучумов
Л
.
А
.,
Кузнецов
А
.
А
.,
Ев
-
докунин
Г
.
А
.,
Титенков
С
.
С
.,
Наза
-
рычев
А
.
Н
.,
Милютин
С
.
И
.,
Червоч
-
ков
Д
.
П
.,
Суходоев
С
.
П
.
Опыт
эксплу
-
атации
резистивного
заземления
ней
-
трали
сети
10
кВ
на
ПС
«
Петродворец
»
и
экспериментальное
исследование
то
-
ков
однофазного
замыкания
на
землю
//
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ
.
Передача
и
рас
-
пределение
, 2017,
№
6(45).
С
. 78–84.
13.
Пугачев
А
.
А
.,
Назарычев
А
.
Н
.,
Титен
-
ков
С
.
С
.
Режимы
заземления
нейтрали
в
сетях
6–35
кВ
и
организация
релей
-
ной
защиты
от
однофазных
замыканий
на
землю
//
Известия
Академии
элек
-
тротехнических
наук
РФ
, 2021,
№
2(24).
С
. 15–28.
14.
Назарычев
А
.
Н
.,
Крупенев
Д
.
С
.
Надеж
-
ность
и
оценка
технического
состояния
оборудования
систем
электроснабже
-
ния
:
учебное
пособие
.
Новосибирск
:
Наука
, 2020. 224
с
.
15.
ГОСТ
19470-74.
Реакторы
масляные
заземляющие
дугогасящие
.
Техниче
-
ские
условия
. URL: https://docs.cntd.
ru/document/822918473?ysclid=l48aeo4
ds2499364285.
REFERENCES
1. Electrical Installation Code. Editions 7th
and 6th. Saint Petersburg, DEAN Publ.,
2016. 1168 p. (In Russian)
2. Regulatory document RD 34.20.179
(TI 34-70-070-87). Standard operating
procedure for capacitive ground fault cur-
rent compensation in 6-35 kV networks.
URL: https://ohranatruda.ru/ot_biblio/
norma/250777/?.
3. Company standard STO 34.01-3.2-008-
2017. 6-35 kV arc suppression coils.
General technical requirements. Com-
pany standard of Rosseti, PJSC. Date of
issue 28.02.2017. 22 p. (In Russian)
4. Serov V.I., Shutskiy V.I., Yagudaev B.M.
Methods and means to combat ground
faults in HV systems of mining plants.
Moscow, Nauka Publ., 1985. 135 p. (In
Russian)
5. Tsapenko E.F. Ground faults in 6-35 kV
networks. Moscow, Energoatomizdat
Publ., 1986. 128 p. (In Russian)
6. Evdokunin G.A., Titenkov S.S. Internal
overvoltages in 6-35 kV networks. Saint
Petersburg, Tertsiya Publ., 2004. 186 p.
(In Russian)
7. Evdokunin G.A., Titenkov S.S. Resistive
neutral grounding of 6-10 kV networks.
Saint Petersburg, Tertsiya Publ., 2009.
263 p. (In Russian)
8. Emel'yanov N.I., Shirkovets A.I. Acute is-
sues of applying resistive and combined
neutral grounding in 6-35 kV networks //
Energoekspert
[Energy expert], no. 2,
2010, pp. 44–50. (In Russian)
9. Nazarychev A.N., Titenkov S.S., Puga-
chev A.A. Complex innovative solutions
for neutral grounding in 6-35 kV net-
works //
ELEKTROENERGIYA. Pereda-
cha i raspredeleniye
[ELECTRIC POWER.
Transmission & Distribution], 2016, no.
3(36), pp. 40–46. (In Russian)
10. Nazarychev A.N., Pugachev A.A., Titen-
kov S.S. Combined neutral grounding in
6-35 kV networks. Myths and reality – 1 //
Novosti elektrotekhniki
[News of electric
engineering], 2016, no. 3(99), pp. 34–37.
(In Russian)
11. Nazarychev A.N., Pugachev A.A., Titen-
kov S.S. Combined neutral grounding
in 6-35 kV networks. Myths and reali-
ty – 2 //
Novosti elektrotekhniki
[News of
electric engineering], 2016, no. 6(102),
pp. 26–29. (In Russian)
12. Kuchumov L.A., Kuznetsov A.A., Ev-
dokunin G.A., Titenkov S.S., Nazary-
chev A.N., Milyutin S.I., Chervochkov D.P.,
Sukhodoev S.P. Operation experience of
resistive neutral grounding of a 10 kV
network at SS "Petrodvorets" and ex-
perimental study of phase-to-ground
fault currents //
ELEKTROENERGIYA.
Peredacha i raspredeleniye
[ELECTRIC
POWER. Transmission & Distribution],
2017, no. 6(45), pp. 78–84. (In Russian)
13. Pugachev A.A., Nazarychev A.N., Titen-
kov S.S. Neutral grounding modes in
6-35 kV networks and arrangement of
relay protection against phase-to-ground
faults //
Izvestiya akademii elektrotekh-
nicheskikh nauk RF
[News of the Acad-
emy of Electric Engineering Sciences of
Russia], 2021, no. 2(24), pp. 15–28. (In
Russian)
14. Nazarychev A.N., Krupenev D.S. Reliabil-
ity and technical evaluation of the equip-
ment of power supply systems: Study
guide. Novosibirsk, Nauka Publ., 2020.
224 p. (In Russian)
15. State standard GOST 19470-74. Re-
actors oil grounding arc suppressors.
Speci
fi
cation. URL: https://docs.cntd.ru/
document/822918473?ysclid=l48aeo4
ds2499364285.
Оригинал статьи: О формировании технических требований к конструкции, надежности и оценке технического состояния дугогасящих реакторов 6‑35 кВ
В статье рассмотрен актуальный вопрос обеспечения надежности распределительных сетей 6–35 кВ, заземленных через дугогасящий реактор (ДГР). Показаны особенности плунжерных ДГР и ДГР с конденсаторным регулированием. Проанализированы технические условия на ДГР в соответствии с действующими нормативными документами и факторы, влияющие на линейность вольтамперной характеристики. Выявлены и обоснованы конструктивные недостатки отдельных ДГР, приводящие к проблемам при компенсации емкостных токов при однофазных замыканиях на землю. Предложены меры по формированию технических требований к конструкции, надежности и оценке технического состояния ДГР 6–35 кВ.
