В статті зроблена оцінка запізнювання резонансної настройки дугогасного реактора з підмагнічуванням на компенсацію на компенсацію ємнісних струмів електричної мережі напругою 6-35 кВ. Аналіз перехідних процесів виконано за допомогою математичної моделі мережі з врахуванням нелінійності індуктивності дугогасного реактора. Запропоновано удосконалення системи керування дугогасним реактором за рахунок введення форсування струму керування та використанням шунтування пошкодженої фази при виникненні замикання на землю на час запізнювання встановлення резонансної настройки дугогасного реактора. Ключеві слова: запізнювання, дугогасний реактор, система керування
        The estimation of the delay of the resonance tuning of arcing quenched reactor with unmagnetization based on the capacitance currents compensation in the electric network by 6-35 kV voltages is executed. Analysis of transient proc-esses is executed with the help of mathematical network model taking into account the reactor nonlinear reactance. The control system improvement by reactor is offered by the forcing of the control current and using the shunting of damaged phase at earth-fault during the delay of resonance reactor tuning. Key words: delay, arcing quenched reactor, control system
        Вступ.
        Найчастішим видом пошкодження в електричних мережах напругою 6-35 кВ є однофазні замикання на землю (ОЗНЗ), які складають близько 75%, загального числа пошкоджень. Більшість таких замикань має дуговий характер. Перенапруги, теплові впливи дуг, що заземлюють, приводять до розвитку ОЗНЗ у міжфазні короткі і багатомісні замикання.
        Ефективним засобом запобігання аварійних наслідків ОЗНЗ є компенсація ємнісного струму ме-режі за допомогою дугогасних реакторів (ДР) [1,2].
        Захисна дія ДР, настроєних у резонанс з ємністю мережі, проявляються в наступних напрямках : зменшується струм у місці замикання на землю до рівня активної складової і вищих гармонік; зменшується швидкість відновлення напруги на пошкодженій фазі після загасання дуги, що сприяє відновленню діелектричної міцності пошкодженої ізоляції; знижуються рівні перенапруг на пошкоджених фазах, підвищуються умови електробезпечності для обслуговуючого персоналу.
        Аналіз попередніх досліджень. В розподільних мережах на цей час широко використовуються дугогасні реактори з підмагнічуванням. Для зменшення втрат активної потужності на підмагнічування реактора в нормальному режимі роботи мережі напруга керування на тиристорний випрямляч не подається.
        При виникненні замикання на землю необхідна напруга керування для створення струму підмагнічування, що відповідає резонансній настройці дугогасного реактора, подається стрибком на систему керування випрямлячем [3,4]. Однак із-за наявності інерційності дугогасного реактора його резонансна настройка буде встановлена з запізнюванням, що не сприяє швидкому гасінню заземлюючої дуги. Таким чином, оцінка впливу цього запізнювання на надійність електричної мережі та його подолання є актуальною задачею. Мета роботи. Зробити оцінку впливу запізнювання встановлення резонансної настройки дугогасного реактора на ефективність компенсації ємнісного струму мережі і розробка пропозицій з удосконалення системи керування дугогасним реактором з підмагнічуванням. Матеріал і результати дослідження.
        Структурна схема системи керування дугогасним реактором з підмагнічуванням приведена на рис. 1.
        Схема на рис.1 складається з керованого тиристорного випрямляча 1 та дугогасного реактора у вигляді двох блоків: інерційної нелінійної ланки першого порядку зі змінною постійною часу 2, функціональної нелінійної ланки 3, яка визначає залежність індуктивного струму реактора Jдр від значення струму керування iу та напруги зсуву нейтралі U0. Тиристорний випрямляч виконаний за трьохфазною мостовою схемою з нульовим виводом. Середнє значення випрямленого струму Jу залежить від кута керування тиристорами.

        Рисунок 1 – Структурна схема системи керування дугогасним реактором

        Інерційність дугогасного реактора визначається ланкою 2. У зв’язку з тим, що постійна часу даної ланки залежить від струму Jу, то необхідно моделювати його на ЕОМ шляхом вирішення диференційного рівняння, яке описує інерційну ланку першого порядку(1):

        де - постійна часу обмотки керування реактора.
        З урахуванням (1) індуктивність реактора в функції часу представимо наступною залежністю(2):

        де Lмах - максимальна індуктивність реактора при відсутності струму керування, Lопт - оптимальна індуктивність реактора, яка потрібна для компенсації ємнісних струмів. Значення струму індуктивності в функції часу знайдемо як(3):

        У якості прикладу на рис. 2 приведені характеристики Lдр(t) та Jдр(t) для реактора з параметрами Lопт= 0,224 Гн, Lмах= 1,344 Гн, Rдр=0,7 Ом, Tдр= 0,1 с.

        Рисунок 2 – Характер зміни у часі індуктивності та струму реактора при зміні струму керування
        Розподільну мережу 6-35 кВ (рис.3) можна представити як мережу, що складається з джерела живлення з фазними ЕРС е1, е2, е3, трансформатора та лінії з активними опорами фаз R1, R2, R3 та індукти-вностями L1, L2, L3, а також опорами ізоляції R4, R5, R6 та ємностями фаз C1, C2, C3 на землю. Нейтраль мережі заземлена через дугогасний реактор з нелінійною індуктивністю Lдр(t) та активним опором Rдр. Міжфазні ємності та опори ізоляції не будемо враховувати, тому що відомо , що вони не оказують визначального впливу на перехідні процеси. Параметри мережі приймаємо як зосереджені.

        Рисунок 3 – Заступна схема електричної мережі з дугогасним реактором
        Запишемо диференційні рівняння математичної моделі мережі для аналізу перехідних процесів з використанням схеми, приведеної на рис 3:

        Замикання на землю будемо моделювати шляхом зміни величини активного опору ізоляції R4. При глухому замиканні на землю його величина зазвичай знижується від 1 МОм до 0.1,10 Ом, а при дуговому замиканні його величину будемо приймати як функціональну залежність від величини напруги U1c. Остання залежить від напруги пробою дугового проміжку, яку приймаємо 1000 до 3000 В. Якщо від моменту проходження струму дуги крізь нуль напруга пошкодженої фази мережі за заданий час достигне напруги пробою, то трапляється повторне запалювання дуги. Для розрахунку змінних станів в доаварійному симетричному чи несиметричному режимі використаємо метод двох вузлів. Знайдемо на початку напругу U12 (рис.3).

         Струми гілок знайдемо тепер як:

        Напруга на ємностях:

        Струми ємностей та опорів ізоляції:

        При розрахунку перехідних процесів у якості початкових умов приймаємо дійсні чи уявні значення знайдених струмів і напруг за (11-21). За рівняннями (1-21) складена програма розрахунку у пакеті Mathcad.
        Розглянемо перехідний процес, коли трапляється замикання на землю фази А через опір 10 Ом. В до-аварійному режимі ємності кожної фази 15 мкФ та опори ізоляції 106 Ом однакові, реактор має оптимальне значення індуктивності 0,224 Гн. З осцилограми цього процесу витікає, що в доаварійному режимі напруга на ємностях складає біля 5кВ, а їх струми біля 23 А. Напруга та струм нульової послідовності, а також струм реактора дорівнюють нулю. У момент замикання на землю (t0=0.15c) ємнісний струм у місці замикання стрибком зростає до 75 А, а струм реактора змінюється від 0 та достигає 75 А через 0,25 с В цей момент часу дуга гасне та починається встановлення напруги на пошкодженій фазі. Час встановлення складає 1,7 сек. Протягом цього часу відбувається затухання напруги нульової послідовності. Осцилограма напруги пошкодженої фази (рис.4) наочно демонструє позитивні властивості резонансного настроювання реактора.

        Рисунок 4 – Напруга пошкодженої фази при замиканні на землю фази А через опір 10 Ом та погасання дуги через 0,15 с при індуктивності реактора Lопт= 0,224 Гн:
        На рис. 5 приведені результати розрахунку при початковому значенні індуктивності Lмах та зміні її до Lопт = 0,224 Гн.

        Рисунок 5 – Напруга пошкодженої фази при замиканні на землю фази А через опір 10 Ом та погасання дуги через 1,5 с у зв’язку з запізнюванням зміни індуктивності реактора і форсуванні току керування з постійною часу 0,3 с
        Тепер розглянемо результати аналізу напруги пошкодженої фази при тих же умовах, що й на рис.4, але при застосуванні реактора, що керується, начальне значення індуктивності якого Lмах та після замикання на землю в фазі А в реактор подано струм керування, відповідний значенню індуктивності Lопт, а постійну часу при цьому прийнято рівною 0,3 с.
        Результати розрахунку цього режиму показали, що має місце істотне запізнювання у зростанні струму реактора до ємнісного струму в дузі, який дорівнює 75 А. Цей час запізнювання склав 1,4 с, тоді як у реактора з резонансною настройкою дорівнював лише 0,25 с. Потрібно очікувати, що за час 1,4 с пошкодження ізоляції дугою будуть більш істотними та вірогідність успішного встановлення режиму тут знижується. Характер встановлення напруги на пошкодженій фазі ( рис. 5) після встановлення резонансної настройки реактора залишається приблизно таким же.
        Таким чином, проведений аналіз перехідних процесів при замиканні фази на землю в мережах 6-35 кВ з використанням керованого ректору, включеного до нейтралі мережі, дозволив виявити як переваги, так і недоліки, порівняно з постійно включеним реактором з резонансною настройкою. До переваг потрібно віднести зниження втрат активної потужності в нормальному режимі, а до недоліків – запізнювання встановлення потрібної індуктивності, що збільшує час горіння дуги та знижує вірогідність встановлення нормального режиму. Істотним недоліком обох способів використання реакторів є зниження ефективності їх дії при наявності несиметрії у живлячій мережі та збільшення при цьому напруги зсуву нейтралі. Розглянемо засоби удосконалення схем керування дугогасним реактором з підмагнічуванням.
        Одним із засобів зменшення часу запізнювання у зміні індуктивності реактора є подача форсованого струму керування з коефіцієнтом форсування 1,5 - 2,5, що дозволить не менш ніж у 2 рази зменшити постійну часу. Це може бути реалізовано за допомогою регулятора. Зменшення постійної часу за рахунок короткочасного включення послідовно з реактором додаткового активного опору потребує ускладнення схеми за рахунок необхідності використання силової комутаційної апаратури та активного опору на великий струм. При цьому ускладнюється також схема керування. В цьому плані слід надавати перевагу включенню на час досягнення резонансної настройки с послідовно з реактором ємності, завдяки чому зменшується час запізнювання . Однак, потрібна величина ємності - порядку 15 мФ, що також ускладнює реалізацію способу.
        Найбільш прийнятним є наступний спосіб. До шин живлячої підстанції підключається швидкодіючий трьохфазний вакуумний контактор з пофазним керуванням. До трансформатору напруги ТН підключається пристрій вибору пошкодженої фази, який при появі напруги , що перевищує задане граничне значення, включає контактор, що шунтує, відповідну фазу (рис. 6). Завдяки цьому дугове замикання перейде в глухе.

        Рисунок 6 – Спосіб удосконалення схеми мережі з керованим реактором у нейтралі.
        Та, Тb, Тс – трансформатор живлення;
        Та,Zа, Zb, Zс – опори мережі відносно землі;
        Та,ТН – трансформатор напруги; УВПФ – пристрій вибору пошко-дженої фаз;
        Та, Q – вакуумний контактор з пофазним керуванням;
        Та, LR – дугогасний реактор з підмагнічуванням;
        Та,Uтв – напруга джерела ланцюга керування.
        Та,Після досягнення реактором резонансної настройки контактор Q, що шунтує пошкоджену фазу, відключається. Моделювання на ЕОМ підтвердило переваги вказаної схеми при стаціонарних та перехідних режимах.

        ВИСНОВКИ

        Досліджені характеристики керованого реактора та показані засоби зменшення часу його запізню-вання при встановлені оптимальної індуктивності. Встановлено, що запізнювання реактора збільшує час горіння дуги, що знижує надійність електропостачання. Розглянуто способи удосконалення схем мереж з керованим реактором у нейтралі. Найбільш ефективною є схема, в якій при замиканні на землю та появі Uo за допомогою пристрою вибору пошкодженої фази включається контактор шунтуючий пошкоджену фазу на час досягнення реактором резонансної настройки.

        БІБЛІОГРАФІЧНІ ДАНІ

        1. Лихачев Ф.А. Замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостных токов. – М.: Энергия, 1971. – 52 с.
        2. Сирота И.М., Киселенко С.Н., Михайлов А.М. Режимы нейтрали электрических сетей. – Киев: Наукова думка, 1985.-264с.
        3. Брянцев А.М., Лурье А.И. Управляемые подмагничиванием дугогасящие реакторы с автомати-ческой компенсацией емкостного тока замыкания на землю для сетей 6 - 35 кВ. – Электричество, 2000, № 7, с.59 – 68.
        4. Долгополов А. Г. Способы автоматической настройки дугогасящих реакторов с подмагничивани.