Дугогасящий реактор устанавливается в сетях 6(10) кВ, когда собственные емкостные токи замыкания на землю превышают указанные в ПУЭ п.1.2.16.
Так как ДГР чаще всего подключается к сети через специальный трансформатор (схема соединения обмоток Yo/D), то его защиты похожи на защиты трансформатора 6(10) кВ.
МТЗ, токовая отсечка, плюс защита кабельной вставки от ОЗЗ. Автоматика управления выключателя и УРОВ такие же, как у других присоединений. Кроме того необходима защита ячейки ДГР от дуговых замыканий. Другое дело автоматика самого ДГР.
Автоматика управления ДГР
Стандартно выполняется на отдельном устройстве, в задачи которого входит управление силовой частью ДГР таким образом, чтобы при возникновении ОЗЗ максимально скомпенсировать емкость сети.
В режиме компенсации снижается вероятность повторного зажигания дуги и дуговых перенапряжений. Кроме того ток в месте замыкания практически отсутствует, что уменьшает разрушения и опасность для человека.
Существует несколько методов автоматической настройки ДГР. Основные это отслеживание фазы и амплитуды напряжения смещения нейтрали и измерение степени расстройки компенсации по частоте свободных колебаний контура нулевой последовательности (КНП).
Если вам интересна эта тема, то предлагаю прочитать статью известного специалиста по процессам в сетях с изолированной и компенсированной нейтралями, Козлова Владимира Николаевича. В ней как раз рассмотрены преимущества и недостатки различных принципов управления ДГР.
В следующих раз мы продолжим рассмотрение элементов заземления нейтрали и поговорим о защитах и автоматике высоковольтного заземляющего резистора 6(10) кВ
- Терминал защиты и автоматики ДГР 6(10) кВ типа Бреслер-0107.200.
- Терминал управления ДГР 6(10) кВ типа Бреслер-0107.060.
Разработчик ООО «НПП Бреслер», www.bresler.ru
Терминалы содержат все перечисленные в статье защиты и автоматику
Токовая отсечка в данном случае основная защита?
Нет, основная МТЗ
Подскажите пожалуйста, в данном случае МТЗ в ячейке 6-10кВ по времени не от чего отстраивать (нет нижестоящих защит). Какое тогда можно принять время срабатывания МТЗ и на основании чего?
Вопрос интересный, но я ни разу эти уставки в реальности не считал. ДГР еще не попадался) Я бы сказал, что МТЗ и ТО нужно отстраивать как на обычном трансформаторе (от номинала трансформатора и трехфазного КЗ на стороне НН, соответственно) и при этом иметь токовую защиту от ОЗЗ кабельной вставки
Да, с током так и считаю. Вопрос по времени МТЗ — всегда пишут от нижестоящей ступени выдержать ступень селективности. Но здесь же нет нижестоящей ступени. Как быть?
По идее только об броска тока намагничивания отстраивать, как и отсечку) но точно не знаю. Попробую поспрашивать коллег
В МРСК в нашем регионе сообщили, что в своих сетях обычно на защиту реакторов принимают время МТЗ — 0,5 сек.
А с чем это связано не говорят?
Сказали, что нормативно подтвердить это время не могут, так принято у них)
Доброго всем времени суток.
Как раз тем же вопросом сейчас озадачен. Насколько я понял, сторона НН заземляющего трансформатора вообще ни к чему не подключена? Тогда к чему отстраивать отсечку от тока к.з. на стороне НН? Это ведь делают для селективности с нижестоящими отсечками? Но их в этом случае нет. Как по мне, просто отстроить от БТН и пусть срабатывает при любых КЗ вплоть до выводов НН. А на МТЗ — минимальную выдержку 0,5 сек для отстройки от того же БТН. Поправьте если не прав.
Да, все логично. Отстройка от БТН наверное единственное, что нужно. От тока КЗ смысла отстраивать нет, это я зря предложил
Здравствуйте! Подскажите пожалуйста Заказчик дал замечание по защите дугогасящего реактора. В проекте рассчитал ТО и МТЗ, а требуют еще ТЗНП и проверку на замыкание НН вывода трансформатора