Дугогасильны реактори

ЗМІСТ
ВСТУП     
1. ОСНОВНІ ХАРАКТЕРИСТИКИ МЕРЕЖ З ІЗОЛЬОВАНОЇ НЕЙТРАЛЬЮ ЙКОМПЕНСАЦІЄЮ ЄМНІСНИХ СТРУМІВ 
1.1. Мережі з ізольованою нейтралью  
1.2. Компенсація ємнісного струму замикання на землю 
2. ДУГОГАСИЛЬНІ РЕАКТОРИ І ЇХНЄ ПРИЗНАЧЕННЯ      
2.1. Типи дугогасильних реакторів       
2.2. Характеристика типів дугогасильних реакторів
3. ВИБІР ПОТУЖНОСТІ Й МІСЦЯ УСТАНОВКИ ДУГОГАСИЛЬНИХ РЕАКТОРІВ
3.1. Вибір потужності дугогасильних реакторів     
3.2. Місця установки дугогасильних реакторів       
4. СХЕМИ ВКЛЮЧЕННЯ ДУГОГАСИЛЬНИХ РЕАКТОРІВ І СИГНАЛІЗАЦІЇ
4.1. Схеми включення дугогасильних реакторів
4.2. Підключення ланцюгів сигналізації й контролю роботидугогасильних реакторів
5. УСТАНОВКА ДУГОГАСИЛЬНИХ РЕАКТОРІВ
6. ПІДГОТОВКА МЕРЕЖІ ДО ВКЛЮЧЕННЯ ДУГОГАСИЛЬНИХ
 РЕАКТОРІВ
7. ЕКСПЛУАТАЦІЯ ДУГОГАСИЛЬНИХ РЕАКТОРІВ. ВИБІР НАСТРОЮВАННЯДУГОГАСИЛЬНИХ РЕАКТОРІВ
7.1. Вибір настроювання дугогасильних реакторів
7.2. Експлуатація дугогасильних реакторів
7.3. Огляди дугогасильних реакторів
8. ВИСНОВКИ
ПЕРЕЛІК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
        

ВСТУП
Замикання наземлю струмоведучих частин електричних установок є переважним видом ушкодженняв мережах всіх напруг. У розподільних мережах 6-35 кВ ці ушкодження становлятьне менш  75 % загального числа ушкоджень. У мережах 110 й 220 кВ однофазніушкодження ізоляції становлять відповідно 80 й 90 %.
Причинивиникнення замикань на землю в повітряних і кабельних мережах різноманітні.Вони з'являються внаслідок електричних і механічних ушкоджень ізоляції;дефектів в ізоляторах й ізоляційних конструкціях; забруднень і зволоженьізоляції; обривів проводів і тросів; розривів струмоведучих частин і фазкабелів у сполучних муфтах при зсувах ґрунту; часткових ушкоджень ізоляції примонтажі й будівництві; часткових розрядів, що різко змінюють напруженістьелектричного поля на границях між елементами ізолюючих конструкцій, а також урезультаті впливів грозових і внутрішніх перенапруг.
Тому способи йзасоби підвищення надійності роботи всякої високовольтної мережі повинні бутиспрямовані, насамперед, на запобігання аварійних наслідків, які можутьвиникнути при розвитку замикань на землю в міжфазні короткі замикання й напідтримку певних експлуатаційних рівнів ізоляції.
Ступінь небезпекизамикань на землю в основному залежить від стану нейтралі мережі, відефективності заземлення нейтралі, що має безпосереднє відношення до проблемиборотьби з аваріями, а отже, до надійності електропостачання електроенергієюспоживачів.
Залежно від станунейтралі у високовольтних мережах застосовуються два способи гасінняелектричної дуги, що виникла в місці ушкодження. Один з них розрахований навідключення місця ушкодження й на відновлення діелектричних властивостейізоляції за час безтокової паузи. Другий — на компенсацію ємнісного струму, щопротікає через місце замикання на землю, індуктивними струмами дугогасильнихапаратів, які забезпечують самозагасання заземлюючої дуги або її безпечнегоріння.
Заземлюючі дугиможуть бути розділені на дві категорії:
1.        Дуги, щовільно горять у відкритій атмосфері, — дуги, що розтягуються;
2.        Дуги, щогорять у якому-небудь ізолюючому або напівпровідному закритому середовищі, — дуги, що не розтягуються.
До першоїкатегорії відносяться дуги, що виникають у результаті перекриттів нормальної, атакож ослабленої ізоляції або ізоляційних відстаней при грозових поразкахвисоковольтних ліній, у результаті комутаційних або ферорезонансних перенапруг,при механічних ушкодженнях. До другої категорії відносяться головним чиномдуги, що виникають при ушкодженнях у кінцевій або сполучній кабельній муфтах,безпосередньо в кабельній ізоляції, в ізоляції машин і трансформаторів, удугогасильних камерах вимикачів, що відключають замикання на землю, а також ущілинних дефектах введень й ізоляторів.
Тривале горіннязаземлюючих дуг зі струмами, що перевищують критичні значення, може привести доруйнування порцелянових ізоляторів міжфазної ізоляції кабелів або витковоїізоляції трансформаторів і сприяти виникненню коротких замикань.

1. ОСНОВНІ ХАРАКТЕРИСТИКИ МЕРЕЖ ЗІЗОЛЬОВАНОЇ НЕЙТРАЛЬЮ Й КОМПЕНСАЦІЄЮ ЄМНІСНИХ СТРУМІВ
 
1.1. Мережі з ізольованою нейтралью
При роботі мережіз ізольованої нейтралью (при відключеному дугогасильному реакторі) на нейтраліє напруга несиметрії />, обумовленадеякою несиметрією ємностей фаз щодо землі.
Ступіньнесиметрії /> (у відсотках)визначається:
/>,
де /> й />;
/> — струм несиметрії (вінпротікав би в тому випадку, якби нейтраль мережі мала глухе заземлення).
В відносниходиницях
/>,
де /> й /> — відношення ємностейвідповідних фаз до найбільшої ємності />.
Якщо несиметріямережі обумовлена зменшеною ємністю /> тількиоднієї фази, наприклад, фази В, то ступінь несиметрії у відносних одиницях
/>,
де /> (прийнято />).
При двофазнійнесиметрії, наприклад ємності /> зменшеніна двох фазах, ступінь несиметрії
/>.
З урахуваннямнавантажених трансформаторів, підключених до мережі, ступеню однофазної йдвофазної несиметрій визначаються по виразах:
/> та />
При цьому повнийємнісної струм мережі залишається незмінним, тому що ємності, що відокремилисявід фази, перерозподіляються на фази з первісними ємностями через параметриобмоток навантажених трансформаторів.
Ступіньнесиметрії ємностей фаз мережі залежить від розташування проводів на опорах, атакож від розподілу конденсаторів високочастотного зв'язку між фазами лінійелектропередачі. Несиметрія ємностей фаз мережі може бути обумовлена нерівністюємностей конденсаторів, установлюваних для захисту обертових машин від грозовихперенапруг.
Для повітрянихмереж напруга несиметрії звичайно перебуває в межах 0,5-5% Uф .
Для кабельнихліній напруга несиметрії практично дорівнює нулю.
Степінь розстройкикомпенсації /> - є відношення реактивноїскладової струму замикання на землю до ємнісного струму мережі
/> %,
де /> - степінь настроюваннякомпенсації.
Величини /> й /> визначаються встановлениминастроюваннями компенсації.
Розстройкикомпенсації виникають по наступних основних причинах:
1.        Урезультаті навмисних відключень або включень ліній без замикання на землю. Ціоперативні дії виробляються за заявками. Швидкість перебудови при цьому не потрібно.Вони становлять 50% загального числа комутацій у мережі.
2.        Урезультаті навмисних відключень або включень ліній при замиканнях на землю вмережі. Ці оперативні дії становлять близько 30%.
3.        Внаслідокавтоматичних відключень і включень ліній при міжфазних коротких замиканнях — близько 20%.
Аварійно виникшив мережі однофазна /> або двофазна />несиметрія ємностейприводить до зміни ступеня розстройки компенсації убік перекомпенсаціївідповідно
/> й />
При включенихдугогасильних реакторах на нейтралі з'являється напруга зсуву нейтралі />, обумовлена наявністю вмережі напруги несиметрії
/>/>.
Степінь зсувунейтралі />.
Коефіцієнтзаспокоєння в мережі /> дорівнюєвідношенню активної складової струму замикання на землю до повного ємнісногоструму мережі
/> %.
Для повітрянихмереж з нормальним станом ізоляції />. Призабрудненнях і зволоженнях  ізоляції коефіцієнт заспокоєння може збільшиться до10%.
Для кабельнихмереж />. Однак, при наявності вмережі кабелів з постарілою ізоляцією величина /> можедосягати 6%.
У мережі черезмісце ушкодження протікає струм замикання на землю
/>,
де /> - додатковий коефіцієнтзаспокоєння;
/> — сумарний опір розтіканнязворотних струмів замикання на землю, що складається з опору заземлюючої дуги йопору розтікання струму в землі або в оболонках кабелів.
Опір заземлюючоїдуги залежить від величини струму замикання на землю й характеру ушкодженняізоляції.
При горіннізаземлюючої дуги відбуваються різкі зміни реактивного навантаження нагенераторах. У мережах з більшими ємнісними струмами замикання на землю — цеприводить до коливань напруги. Незважаючи на наявність автоматичногорегулювання напруги.
При резонансномунастроюванні (/> ) реактивнапотужність залишається такою ж, як і до замикання на землю, тобто замикання наземлю не відбиваються ні на споживачах, ні на джерелах живлення.
1.2.Компенсація ємнісного струму замикання на землю
Компенсаціяємнісного струму замикання на землю є безконтактним засобом дугогасіння. Упорівнянні з мережами, що працюють із ізольованою нейтралью, правильновикористана компенсація ємнісних струмів у мережах має наступні переваги:
1.        Зменшуєструм через місце ушкодження до мінімальних значень, забезпечує надійне дугогасінняй безпека при стіканні струмів у землі;
2.        Полегшуєвимоги до заземлюючих пристроїв;
3.        Обмежуєперенапруги, що виникають при дугових замиканнях на землю, до значень 2,5 — 2,6Uф (при ступені розстройки компенсації 0 — 5 %), безпечних дляізоляції експлуатованого встаткування й ліній;
4.        Значнознижує швидкості перенапруг, що відновлюються, на ушкодженій фазі, сприяєвідновленню діелектричних властивостей місця ушкодження в мережі після кожногозагасання заземлюючої дуги;
5.        Запобігаєнабросам реактивної потужності на джерела живлення при дугових замиканнях наземлю, чим зберігається якість електроенергії в споживачів;
6.        Запобігаєрозвитку в мережах ферорезонансних процесів;
7.        Забезпечуєвисоку надійність роботи високовольтних ліній без грозозахисного троса;
8.        Виключаєобмеження по статичній стійкості при передачі потужності по лініяхелектропередачі.
При компенсації ємнісних струмів повітряні й кабельні мережі можуть довгостроково працювати зфазою, що замкнула на землю.
Принципкомпенсації ємнісних струмів замикання на землю показаний на схемі мал.1 (удійсній мережі до місця замикання на землю струми підтікають по всіх фазахліній через обмотки навантажених живильних трансформаторів, що живлять, утворюючикрапки токорозділів у мережі й землі).
Розподіленіємнісні й активні провідності мережі рівні відповідно
/> і />
Струм ДГР (мал.1, б) виникає в результаті впливу на нього напруги зсуву нейтралі />. Він дорівнює
/>,
де /> - індуктивність ДГР;
/> - опір, еквівалентнийактивним втратам ДГР.
При доцільновикористовуваній компенсації не менш 85% замикань на землю ліквідується вмережі без шкоди для енергопостачання споживачів.
Автоматичнеповторне включення в мережах з компенсацією використається лише при виникненні двох- або трифазних коротких замикань, які в цих мережах порівняно рідкі.

2. ДУГОГАСильні РЕАКТОРИ І ЇХНЄ ПРИЗНАЧЕННЯ
 
2.1. Типи дугогасильнихреакторів
Дугогасильнийреактор являє собою індуктивність, призначену для гасіння дуги ємнісного струмузамикання на землю й обмеження перенапруг при повторних запалюванняхзаземлюючої дуги.
По способахрегулювання струму компенсації сучасні дугогасильні реактори розділяються натри основних види:
1.        Зперемиканням відгалужень обмотки;
2.        Зі зміноюзазорів у магнітній системі;
3.        Зі зміноюіндуктивності підмагнічуванням постійним струмом.
Основніхарактеристики зазначених дугогасильних реакторів наведені в таблиці 1
 
2.2. Характеристика типівдугогасильних реакторів
Східчастерегулювання струмів звичайних дугогасильних реакторів здійснюється зміноювідгалужень їхніх обмоток. Фірми BBC, AEC виготовляють дугогасильні реакториплунжерного типу, у яких плавна зміна струму здійснюється зміною зазору міжсердечниками магнітопроводу. Вони застосовуються в основному для підстроюваннякомпенсації до резонансу. Вартість цих реакторів набагато вище вартостіреакторів з перемикачами.
Дугогасильніреактори плунжерного типу мають меншу надійність, чим реактори з перемикачами,тому що сердечники, що переміщаються, утворюючі зазори в магнітопроводі, іпов'язані з ними конструктивні елементи піддаються вібраційним навантаженнямпри тривалих і багаторазових протіканнях струмів. Тому технічний нагляд за цимидугогасильними реакторами повинен проводиться більш ретельно, ніж за реакторамиіз зазорами, що не змінюються.
Дугогасильніреактори типу ЗРОМ, виготовлені з розрахунку магнітної індукції 14000 гс, маютьпрямо пропорційну залежність струму від напруги. Насичення сталі, практично непроявляється при напрузі />, колиперемикач установлений на відгалуження найбільшого струму.
Дугогасильніреактори заводу TRO (типу GEUF), що виготовляють при магнітних індукціях 16500гс, мають трохи гірші характеристики. Внаслідок насичення магнітопроводу вструмі котушки втримуються вищі гармонійні складові (1-1,5%), коли перемикачвідгалужень обмотки встановлений на найбільший струм.
Межі регулюванняструмів плунжерних дугогасильних реакторів 1:10.
Дугогасильніапарати з автоматичним настроюванням повинні мати межі регулювання струму /> 30%.
Приводиперемикачів відгалужень дугогасильних реакторів ЗРОМ й BHS перебувають накришці бака, що є недоліком.
Дугогасильніреактори GEUF й інших іноземних фірм мають штурвальні приводи з фіксаторамиположення. Це полегшує процес їхньої перебудови. Іноземні фірми виготовляютьтакож реактори, перемикачі яких мають моторні приводи для дистанційногокерування.
Для живленняланцюгів контролю й сигналізації дугогасильні реактори, як правило, маютьсигнальні обмотки. Деякі типи реакторів (наприклад, GEUF) мають убудованітрансформатори струму.
Тривала роботамереж 3-60 кВ із ізольованої нейтралью допускається при ємнісних струмахзамикання на землю, не перевищуючі наступні значення:
Таблиця 2Напруга мережі, кВ 6 10 15-20 35 і вище Ємнісний струм замикання на землю, А 30 20 15 10
 Зазначенізначення струмів відповідають вимогам Правил технічної експлуатації. Однакдослідження небезпеки впливу заземлюючих дуг і перенапруг, а також досвідексплуатації показали, що в мережах 6 й 10 кВ доцільно застосовувати дугогасильніреактори тоді, коли ємнісні струми замикання на землю досягли відповідно 20 й15 А.
У блокових схемахгенератор — трансформатор (на генераторній напрузі), а також у мережах 3-35 кВіз підвищеними вимогами до безпеки обслуговування встаткування дугогасильніреактори застосовуються, якщо ємнісні струми замикання на землю досягнуть 5А.
У мережах 110 й150 кВ, а також на окремих, не захищених тросом лініях цих напруг допускаєтьсязастосування компенсації ємнісних струмів замикання на землю, якщо ефективнезаземлення нейтрали економічно й технічно недоцільно.
Компенсаціяємнісного струму замикання на землю особливо ефективна на територіях з поганопровідними ґрунтами, де практично неможливо й економічно недоцільне виконаннязаземлюючих пристроїв, що забезпечують безпеку, селективність дії релейногозахисту і грозозахист, а також тоді, коли система з ефективно заземленоюнейтралью незастосовна за умовами електромагнітних впливів ліній високоїнапруги на відповідальні лінії зв'язку й автоблоковані ланцюги залізниць. 
Межа ефективностікомпенсації ємнісного струму визначається по гранично припустимій активнійскладовій, що прийнята рівної 20А, однакової для всіх мереж, оскільки градієнтинайбільшої робочої фазної напруги, градієнти гасіння й запалювання заземлюючоїдуги для ізоляційних відстаней мереж 3-150 кВ практично однакові.
Граничноприпустимі ємнісні струми замикання на землю, при яких компенсація ще єефективним засобом, що забезпечує надійне гасіння заземлюючої дуги,визначаються по формулі
/>
Величини цихструмів наведені в таблиці 3.
Таблиця 3
Граничноприпустимі ємнісні струми замикання на землю в мережах з компенсацією.Номінальна напруга мережі, кВ Коефіцієнт заспокоєння, % Граничний ємнісної струм, А 3-6 5 400 10-20 4 500 35 3 700 110 2 1100 150 1,5 1300
Поділ мереж начастини з метою зменшення активної складової струму замикання на землю незмінює якостей компенсації ємнісних струмів.

3. ВИБІР ПОТУЖНОСТІ Й МІСЦЯ УСТАНОВКИДУГОГАСильнИХ РЕАКТОРІВ
 
3.1. Вибір потужностідугогасильних реакторів
Вибір потужностій місця установки ДГР повинні виконуватись з урахуванням конфігурації мереж,можливих розподілів мережі на частини, можливих аварійних режимів, впливів налінії зв'язку й автоблокіровочні ланцюги залізниць.
Потужність ДГР вибираєтьсяпо величині повного ємнісного струму замикання на землю мережі й підраховуєтьсяпо формулі
/>,
де  n — коефіцієнт, що враховує розвиток мережі в найближчі 5 років. Приблизно n =1,25.
Вибір потужностіз більшими запасами може привести до неповного використання дугогасильнихреакторів й утруднити установку найбільш доцільних настроювань. Малі запасипотужності можуть привести до необхідності роботи мережі при режимахнедокомпенсації, при яких можливі появи небезпечних напруг зсуву нейтралі.
Потужності дугогасильнихреакторів вибираються такими, щоб ступеня струмів компенсації відгалуженьдозволили встановлювати, повну компенсацію ємнісного струму мережі при можливихконфігураціях мережі й відключеннях окремих ліній.
Приклади:
1.        У мережах 6 й 10 кВ із ємнісними струмами замиканняна землю 100-150 А доцільно встановлювати по два ДГР: для мереж 6 кВ 175 й 350 кВай для мереж 10 кВ 300 й 600 кВа.
Дугогасильні реакторибільших потужностей варто встановлювати лише в тому випадку, якщо ємнісніструми мережі досягають величини  200 А.
2.        У мережах 35 кВ ДГР, потужність яких перевищує 500 кВа(наприклад, ЗРОМ -1100/35), варто встановлювати тільки в тому випадку, якщоповний ємнісної струм наближається до 100 А и перевищує цю величину. У мережахз меншими ємнісними струмами (близько 50А) доцільно встановлювати два дугогасильнихреактори по 500 кВа кожен.
Одночасно зрозвитком мереж і збільшенням ємнісних струмів замикання на землю повиннопередбачатися відповідне збільшення потужності ДГР.
3.2.Місця установки дугогасильних реакторів
Дугогасильніреактори повинні встановлюватися, як правило, на живильних вузловихпідстанціях, пов'язаних з компенсуючою мережею не менш чим трьома лініями.Установка їх на тупикових підстанціях неприпустима, тому що неповнофазні режимиживлення трансформатора із ДГР, що виникають через обрив проводів на живильнійлінії, приводять до неповнофазної компенсації ємнісних проводимостей фаз мережііндуктивними проводимостями ДГР. При цьому зсув нейтралі може досягтинебезпечних величин.
У ділянкахкабельних мереж 3-10 кВ із малопотужними, але відповідальними споживачами ймалопотужним резервним живленням, а також у малонагружених розподільних мережах110-220 кВ компенсація ємнісних зарядних струмів відповідними індуктивнимиструмами застосовується тоді, коли за рахунок ємнісної зарядної потужностіджерела живлення (живильні генератори, трансформатори) можуть мати неприпустиміперевантаження. Ці перевантаження підраховуються по формулі
/> ,
де /> — номінальна потужністьджерела харчування, кВа;
/> і /> - коефіцієнти відповіднодля кабельної й повітряної ліній;
/> і /> - струм, що намагнічує іномінальний струм джерела харчування.
Трифазнапотужність індуктивностей для компенсації ємнісної зарядної потужності мережівизначається за виразом
/>.
Індуктивності, щокомпенсують, включаються за схемою трикутника. Вони можуть встановлюватисярозосереджено на споживчих підстанціях з боку вищої напруги або для їхньогопідключення можуть бути використані трансформатори з дугогасильними реакторами(рис. 2).

4. СХЕМИ ВКЛЮЧЕННЯ ДГР І СИГНАЛІЗАЦІЇ
 
4.1. Схеми включення ДГР
Дугогасильніреактори підключаються до нейтралі трансформаторів або генераторів роз'єднувачами(мал. 3 «Типові схеми підключення дугогасильних реакторів до нейтралейтрансформаторів й обертових електричних машин»). Ізолююче введення реактора,призначене для заземлення, з'єднується із загальним заземлюючим контуром черезтрансформатор струму.
Нульова шина, доякої підводять нейтралі силових трансформаторів або генераторів, що працюють намережу з компенсацією ємнісного струму, і установка однополюсних роз'єднувачіввиконуються з урахуванням всіх вимог відносно відстаней і розташувань, якіпред'являються до встаткування даного класу напруги. Оцінка термічної стійкостіошиновки реактора здійснюється виходячи із тривалого протікання подвоєної суминайбільших струмів що підключають ДГР. У схемі на мал. 3, а передбаченаможливість підключення двох ДГР до нейтралі кожного із трансформаторів, якщоодин з них відключений від мережі за якимись причинами.
У схемі на мал.3, б потужність кожного дугогасильного реактора обрана з розрахунку компенсаціїємнісного струму замикання на землю мережі, що живить від відповідної секціїшин. Для підключення дугогасильних реакторів використані трансформатори зісхемою сполучення обмоток зірка — трикутник.
Роз'єднувач міжнейтралью трансформатора й ДГР установлюється для його відключення й включенняпри необхідності змінити настроювання. Установка цього роз'єднувачаобов'язкова, тому що відключення ненавантаженого трансформатора з дугогасильнимреактором роз'єднувачем Р може привести до виникнення перенапруг у мережі.
Дугогасильніреактори можуть підключаться до нейтралей генераторів або синхроннихкомпенсаторів. При цьому повинні бути вжиті заходи, що запобігаютьспрацьовуванню захисту генератора (компенсатора) при замиканнях на землю вмережі або ж при виникненнях у ній якої-небудь несиметрії проводимостей фаз наземлю. Це досягається пропущенням заземлювальної шини дугогасильного реакторачерез магнітопровід ТНП (мал. 3, в та г) або ж виконанням схемидиференціального захисту від замикань на землю. На магнітопровід ТНПустановлюється додаткова обмотка, що включається в ланцюг трансформатораструму, через який протікає струм ДГР. 
У схемі блокугенератор — трансформатор (мал. 3, д) дугогасильний реактор встановлюєтьсябезпосередньо біля генератора (в осередку висновків генератора). Для такихдугогасильних реакторів застосовуються спрощені схеми контролю й сигналізації.
4.2.Підключення ланцюгівсигналізації й контролю роботи ДГР
Для підключенняланцюгів сигналізації й контролю роботи ДГР використаються його трансформаторструму й сигнальна обмотка.
Трансформаторструму, що включається в ланцюг реактора, повинен вибиратися по струму, щоперевищує найбільшу величину струму компенсації на 10-15%.
У вториннийланцюг трансформатора струму ТТ (мал. 4)  включається амперметр, що реєструє,Ар і струмове реле Т. До контактів останнього підключається проміжне реле П знормально розімкнутими контактами. До двох пар контактів підключається плюспостійного струму для живлення ланцюга, з'єднаного зі схемою центральноїпопереджувальної сигналізації ЦПС (дзвінок), і приведення в дію телефонноголічильника Сч. До першої пари контактів підключається ланцюг пульсуючого плюса(якщо він є) для сигнальної лампи. До сигнальної обмотки ДГР підключається беззапобіжників ланцюг сигнальних ламп, установлюваних безпосередньо біляроз'єднувача (дві лампи беруться на випадок ушкодження однієї з них). До цієїобмотки підключається вольтметр V. Амперметр, вольтметр, сигнальну лампу йлічильник бажано встановлювати на окремій панелі щита керування для того, щобчерговий персонал міг без утруднення спостерігати виникнення й стежити запротіканням замикання на землю.
Якщо в мережівідбудеться короткочасне замикання на землю тривалістю один-два напівперіода,то схема, що працює від струмового реле, може не пустити в хід елементисигналізації й замикання виявиться непоміченим. Однак амперметр, що реєструє,запише короткочасне протікання струму компенсації, на що персонал зверне увагупри черговому огляді.
На випадоктривалого відключення від мережі генератора або синхронного компенсатора заякимись причинами (для огляду або капітального ремонту) у схемі підключення ДГРповинна бути передбачена можливість перемикання їх з одного генератора(синхронного компенсатора) на інший. Наявність на нейтралі ЭДС третьоїгармоніки (яка в окремих випадках досягає 5% величини фазної напругипромислової частоти) не має практичного значення для компенсації ємнісногоструму.
Якщо ДГРпідключений до нейтралі генератора, що працює в блоці з трансформатором, тосхема сигналізації може складатися з одного вольтметра з відбійною стрілкою,підключеного до сигнальної обмотки реактора.
У мережах зкомпенсацією ємнісних струмів припустиме застосування такої селективноїсигналізації замикань на землю, для якої не було потрібно б порушення  встановленого настроювання дугогасильних апаратів і зниження ефективностікомпенсації ємнісних струмів, наприклад, штучно створюваними струмами черезмісце ушкодження.
Генератори, щопрацюють безпосередньо на мережі з компенсацією ємнісних струмів, іелектродвигуни, що живляться від таких мереж, повинні мати селективнусигналізацію замикання на землю, що вказує ушкодження ізоляції статора.
Відключеннягенератора або електродвигуна із замиканням на землю статорної обмотки виконуєтьсяперсоналом після вживання заходів по перерозподілу навантажень, підтримці абобезаварійному припиненню технологічного процесу.
Відключенняелектродвигунів від дії релейного захисту замикань на землю допускається увипадках, якщо є 100% — ний обертовий резерв.

5. УСТАНОВКА ДУГОГАСильнИХ РЕАКТОРІВ
Дугогасильніреактори повинні встановлюватися в розподільних пристроях таким чином, щоб булизабезпечені зручні й безпечні умови для спостереження за рівнем масла,показаннями термометрів, газовим реле, а також для відбору проб масла йпроведення оперативних дій по перемиканнях відгалужень. На відкритих підстанціяхвисоту фундаменту дугогасильного реактора бажано мати такий, щоб нижня крайкапорцеляни ізоляторів була розташована над рівнем планування на висоті не менш 2,5 м, тому що при цьому відпадає необхідність установки окремих огороджень. Фундамент повиненпідніматися над рівнем гравійного засипання не менш чим на     10 см. При твердій ошиновці відстань у світлі між підведенням до ДГР, нульовою шиною й іншимиструмоведучими частинами або заземленими частинами повинна бути не меншвеличин, наведених нижче (табл. 4).
Таблиця 4Номінальна напруга, кВ 35 60-110 Відстань у світлі, см 40 110
 При гнучкійошиновці ці відстані повинні бути збільшені з урахуванням зближення шин піддією вітру, температури або ожеледі.
Роз'єднувачі дляпідключення ДГР до нейтралей трансформаторів доцільно встановлювати біля ДГР наокремих колонах або на кронштейнах колон трансформаторних порталів (мал. 5).
Для ДГР повиннівлаштовуватися маслоприймачі на 20% об'єму масла, що втримується в апараті.
В осередкахдугогасильних апаратів закритих розподільних пристроїв допускається установкатрансформаторів струму й роз'єднувачів. Дугогасильні реактори, призначені длякомпенсації ємнісних струмів мережі генераторної напруги, що підключають донейтралей генераторів, можуть встановлюватися в камерах висновків генераторів.
В осередкахрозподільних пристроїв, що мають виходи у вибуховий коридор, допускаєтьсяустановка дугогасильних реакторів з кількістю масла до 600 кг без маслозбірних пристроїв. При установці ДГР із об'ємом масла більше 600 кг у камерах розподільного пристрою, розташованих у першому поверсі, дверях які відкриваютьсяназовні, повинні бути виконані маслозборні пристрої у вигляді приямка абопорога у дверному прорізі. Ці маслозборні пристрої повинні вміщати 20% об'ємумасла ДГР.
У камерахзакритих розподільних пристроїв при наявності під реактором маслоприймача,перекритого решіткою, шар гравію на решітці повинен бути не менш 250 мм.
Включення вексплуатацію ДГР повинно виконуватись після внутрішнього огляду, випробувань іперевірок в обсязі робіт, проведених під час капітальних ремонтів.
Випробуванняпідвищеною напругою промислової частоти ізоляції обмоток, що компенсують, ДГР виконуєтьсяв тому випадку, якщо заземлююче введення має повну ізоляцію, що відповідаєлінійному введенню. Сигнальна обмотка при випробуванні заземляється.
Іспитова напругаповинна дорівнювати 1,5-кратній лінійній напрузі (/> ).
Якщо ДГР не маєпаспорта, то перед його включеним в експлуатацію крім указаних вище випробуваньповинне бути проведено вимір дійсних струмів компенсації на всіх відгалуженняхпри номінальній й підвищеній на 20% напрузі. Крім того, для таких реакторівбажане зняття залежності струмів на всіх відгалуженнях зміни напруги від 0,5 до1,3 Uф.

6. ПІДГОТОВКА МЕРЕЖІ ДО ВКЛЮЧЕННЯ ДУГОГАСильнИХРЕАКТОРІВ
Мережа,призначена для роботи з компенсацією ємнісних струмів замикання на землю,повинна мати ступінь несиметрії ємностей фаз щодо землі не менш 0,75%. Якщоступінь несиметрії перевищує зазначену величину, зниження її досягаєтьсявирівнюванням ємностей фаз землі щодо землі, що виконується на підставі схемимережі із зазначеними на ній розташуваннями проводів фаз А, В, С і тросів наопорах кожної лінії, конденсаторів високочастотного зв'язку й конденсаторів длязахисту обертових машин від грозових перенапруг. На схемі повинні бутизазначені також місця розподілів мережі на частині, якщо це передбаченоексплуатацією.
Для розрахунківнеобхідно мати величини й фазні положення напруг несиметрії, обмірюванібезпосередньо в мережі й на її ділянках. У мережах 60 кВ і нижче вирівнюванняємностей фаз щодо землі здійснюється зміною положення фаз ліній на шинахпідстанцій, уведеннях ліній, опорах, де зроблені відгалуження від ліній, упрольотах між опорами з різними розташуваннями проводів (мал. 6). Наприклад, налініях 35 кВ із горизонтальним розташуванням проводів у місці вирівнюванняємностей одна П-образна опора заміняється одностійною опорою із трикутним розташуваннямпроводів, кутом убік проведення крайньої фази, положення якої в суміжнихпрольотах не змінюється. Висота підвіски проведення цієї фази повинна рівнятисявисоті підвіски проводів на суміжних П-образних опорах. Як показано на рис. 6, а,провода що міняються місцями крайньої (А) і середньої (В) фаз переходять ізгоризонтального у вертикальне й знову в горизонтальне положення.
Зміну положенняфаз можна виконати також при переході від схеми підвіски проводів «бочкою»,зворотної або прямої «ялинки», або ж від вертикального розташування догоризонтального розташування, як це показано на мал. 6, б, в, г, д. При цьомувідстані між проводами в прольотах не менше ніж на опорі.
Конденсатори, встановлюванідля захисту від грозових перенапруг обертових машин, повинні підбиратися з врахуваннямдопустимої несиметрії ємностей фаз мережі щодо землі, тобто ступінь несиметріїїхніх ємностей (СА, СВ, СС) повинназадовольняти вимозі
/>,
де /> й />.
На довгих лініях110 й 150 кВ вирівнювання ємностей фаз виконується на транспозиційних опорах.
Оскількивирівнювання ємностей фаз мережі виконується взаємною заміною положенняпроводів фаз на лініях, де />довжинав км, на якій необхідно зробити взаємну заміну положень проводів фаз А та В,визначається по різниці питомих ємностей.
Якщо длявирівнювання ємностей фаз необхідно поміняти місцями провода фаз А и В, то
/>
а фаз С и В
/>
До вирівнюванняємностей фаз мережі необхідно приступати завчасно, коли ємнісний струмзамикання на землю досяг половини значення, зазначеного в табл. 2, щоб вчасно введенняв експлуатацію дугогасильних апаратів обсяг робіт по вирівнюванню ємностей бувби мінімальним. Тому, коли ємнісний струм замикання на землю мережі досягаєзазначеної величини, неприпустимо довільне підключення до шин живильнихпідстанцій фаз знову високовольтних ліній.
Для того щобуникнути наступних зайвих витрат при перефазировці ліній, при проектуваннірозвитку мережі необхідно враховувати величину й фазу ступеня несиметріїємностей фаз щодо землі вже працюючої мережі, до якої проектується підключеннянових ліній. Дані про ступінь несиметрії можуть бути отримані безпосереднімивимірами або розрахунками.
Найвигіднішимприєднанням фаз нової лінії до фаз діючої мережі є таке, при якому результуючийступінь несиметрії має найменшу величину при трьох можливих приєднаннях.
Вирівнюванняємностей фаз мережі перефазировкою конденсаторів варто робити тільки тоді, колиступінь несиметрії ємностей перевищує 15%.
Для запобіганнямимовільних зсувів нейтралі в цих мережах у ланцюг обмотки /> кожного трансформаторанапруги контролю ізоляції повинне бути включене активний опір 25 Ом, розрахованийна тривале протікання струму 4 А.
Післяперефазировок ПЛ необхідно перевірити наявність трансформаторів струму наоднакових фазах. На приєднаннях мережі трансформатори струму можуть невстановлюватися тільки на однаковій фазі.

7. ЕКСПЛУАТАЦІЯ ДУГОГАСильнИХ РЕАКТОРІВ.ВИБІР НАСТРОЮВАННЯ ДУГОГАСильнИХ РЕАКТОРІВ
 
7.1. Вибір настроювання ДГР
 
  При виборінастроювання ДГР повинні задовольнятися дві основних вимоги:
1. Призамиканні на землю через місце ушкодження повинен протікати мінімальний струм,по можливості представляющий собою лише активну складову струму замикання наземлю, і струми вищих гармонік, які не можуть бути скомпенсовані.
2. Зсувнейтралі при нормальному й аварійному станах не повинне приводити напруга фазщодо землі до величин, небезпечним для ізоляції.
У мережах всіхнапруг дугогасильні реактори, як правило, повинні мати резонансне настроюваннякомпенсації. Допускаються настроювання з перекомпенсацією, при яких реактивніскладові струмів замикання на землю не перевершують 5А та ступеня розстройки /> не перевищують 5%, де /> й /> - дійсні величиниреактивних складових ємнісних струмів замикання на землю мережі й струмівдугогасильних реакторів.
У мережах 35 кВ івище при ємнісних струмах замикання на землю не менш 15 А можна допускати трохибільші ступені розстройки, але не перевищуючі 10%.
У мережах 6, 10,15 кВ, якщо встановлені дугогасильні реактори мають більшу різницю струмівсуміжних відгалужень, тимчасово допускається мати настроювання, при якихреактивна складова струму замикання на землю не більше 10 А.
При відсутностізамикання на землю в мережі допускається напруга зсуву нейтралі не більше 0,15Uф й більше цієї величини – до 0,3 Uф протягом 1 години.
Найбільший зсувнейтрали 1,72 Uф виникає у випадку, якщо від однієї фази мережівідбудеться відділення проводу довжиною 60 км.
Гранична довжиналінії повинна бути перевірена також з обліком підключених до неї навантаженихтрансформаторів. Цей варіант розрахунку виконується для ступеня максимальногозсуву нейтралі при резонансному настроюванні (/> ).
Якщо в мережілінії граничних довжин відсутні, то небезпечні зсуви нейтралі при неповнофазнихрежимах живлення (обриви проводів, перегоряння запобіжників) виникнути не можуть.У такій мережі робота з недокомпенсацією безпечна. Якщо ж у мережі знедостатньою потужністю дугогасильних апаратів є довгі лінії, то обривипроводів на ділянках довжиною /> (рахуючиз боку живлення) можуть привести до небезпечних зсувів нейтралі мережі.Тимчасово до поповнення потужності, що компенсує, на цих ділянках повинен бутипосилений експлуатаційний нагляд за станом проводів і з'єднувачів.
Крім того,доцільно підібрати лінію такою довжиною, автоматичне виділення якої на окреме живленняприводило б до резонансного настроювання компенсації або перекомпенсації віншій мережі з появою в ній напруги зсуву нейтралі, що перевищує 0,3 Uф.
Недокомпенсаціяприпустима у схемі блоку генератор — трансформатор, тому що в ній виникненнянесиметрії ємностей фаз щодо землі практично не можливо, за винятком випадку,коли у трансформаторній групі блоку виведена з роботи одна фаза для ремонту(при неповнофазному режимі роботи трансформаторної групи).
Результати виборунастроювань для різних схем сполучення мережі повинні бути оформлені у виглядітаблиці (табл. 5).

Таблиця 5
Настроюваннядугогасильних реакторів
мережі_______кв_______енергоСхема сполучення мережі
Ємнісний струм />, А Настроювання ДГР
Струм замикання на землю />, А
Ступінь розстройки />/> №1 №2 №3 № відгалуження Струм, А № відгалуження Струм, А № відгалуження Струм, А /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
Незалежно відспособу визначення ємнісного струму й струму ДГР обране настроюваннякомпенсації відносно найменшого струму замикання на землю повинно перевірятьсявиміром цього струму при металевому замиканні на землю фази мережі. Одночасноосцилографуванням магнітоелектричним осцилографом доцільно оцінити складовівищих гармонік у струмі замикання на землю й час />,необхідний для відновлення напруги до нормальної фазної напруги мережі післявідключення замикання на землю.
Оперативні дії здугогасильними реакторами виконуються тільки за вказівкою чергового диспетчераенергосистеми або мережного району.
Змінинастроювання дугогасильних реакторів виконуються в наступному порядку:
1.        Черговий диспетчер робить вибір настроювання у зв'язку зі зміною конфігурації мережі абоподілом її на частини. Після цього він дає вказівку черговому персоналуелектростанцій або підстанцій, на яких установлені ДГР, про зміну настроювань.
2.Черговий персонал по сигнальних пристроях на щиті й у ДГР, а також повідсутності гулу в реакторах переконується у відсутності в мережі замикання наземлю.
3. ДГРвідключається від мережі роз'єднувачем.
4.Черговий персонал встановлює обране відгалуження, і ДГР підключаєтьсяроз'єднувачем до мережі.
Якщо відгалуженнясигнальної обмотки дугогасильного реактора не виведені на його перемикач, тодля забезпечення надійної роботи сигналізації ДГР при зміні його настроювання,необхідно змінити підключення сигнальної обмотки перестановкою кінцясигнального ланцюга з одного незаземленого низьковольтного введення на іншому,відповідному встановленому положенню перемикача відгалужень.
7.2.Експлуатація ДГР
Для перекладудугогасильного реактора з одного трансформатора або генератора на іншийнеобхідно зробити спочатку відключення реактора, а потім включити його на іншийтрансформатор або генератор.
Перемиканнявідгалужень без відключення дугогасильного реактора від мережі роз'єднувачем недопускається за умовами безпеки, тому що під час перемикання не виключаєтьсяймовірність виникнення замикання на землю й поява на реакторі фазної напругимережі. Перемикання відгалужень  без відключення від мережі й при замиканні наземлю припустимо тільки для спеціальних підстроюваних реакторів, що маютьпристрій автоматичного швидкодіючого перемикання під струмом.
Відключення абовключення роз'єднувача ненавантаженого трансформатора, до нейтралі якогопідключений дугогасильний реактор, виконується лише після відключення реактора,тому що неодночасність розмикання або замикання контактів роз'єднувача можепривести до появи небезпечних перенапруг у мережі, що виникають внаслідок неповнофазноїкомпенсації ємностей фаз щодо землі.
Для підтримкинастроювань компенсації, може використатися часткова або повна автоматизаціякомпенсації ємнісних струмів. Часткова автоматизація полягає в автоматичномувимірі розстройки компенсації. При цьому підстроювання до резонансу виконуєтьсяексплуатаційним персоналом.
Повнаавтоматизація полягає в автоматичних вимірах розстройки й перебудовахіндуктивностей дугогасильних апаратів.
Часткова абоповна автоматизація компенсації доцільна тоді, коли вартість зниження збитківза рахунок автоматизації перевищує або дорівнює витратам на автоматизацію.
Автоматизаціяпотрібна:
1. У всіхкабельних мережах 35 кВ.
2. Повітрянихмережах 35 кВ, коли 30% ПЛ мають довжину            25-30 км.
3. У кабельнихмережах 6-10 кВ при повному ємнісному струмі не менш 60 А та 20 кабельнихлініях, підключених до шин живильних підстанцій.
У повітрянихмережах 6-10 кВ автоматизація компенсації не потрібна.
Мережі зізольованої нейтралью та з компенсацією ємнісних струмів призначені длянормального електропостачання споживачів при наявності в мережі замикання наземлю, тривалість якого нормується експлуатаційними міркуваннями залежно відмісця й характеру ушкодження, небезпеки поразки струмом людей й імовірності розвиткуушкодження в аварію.
Діїексплуатаційного персоналу по відновленню нормального режиму роботи мережіполягає у визначенні приєднання з ушкодженням і характеру ушкодження, вогородженні або виділенні місця ушкодження, підготовці й проведеннівідбудовного ремонту.
Для визначенняприєднання з ушкодженням затрачається не багато часу. При цьому використаютьсявсі засоби сигналізації й визначення місця замикання на землю (пристроюселективної сигналізації замикань на землю для визначення ушкодженогоприєднання; сигналізація, за допомогою якої визначається ушкоджена ділянкалінії; переносні пристрої й прилади для визначення місця ушкодження на лінії, атакож почергові виділення й короткочасні відключення приєднань із використаннямАПВ).
Характерушкодження встановлюється при огляді встаткування розподільного пристрою аболінії.
Операції повідшуканню місця замикання на землю повинні виконуватися по можливості швидко,тому що кожне відключення спричиняє деяку розстройку компенсації в кожній зокремих частин лінії. Переклад якої-небудь лінії  із частини мережі іззамиканням на землю в частину без замикання збільшує перекомпенсацію в першій,у той час як у другій частині настроювання наближається до резонансного.
Длякороткочасного відключення з метою відшукання замикання на землю повиннівикористатися встановлені на лініях АПВ.
Одночасно зоперативними діями по відшуканню місця ушкодження виконується огляд працюючихдугогасильних реакторів і трансформаторів, до нейтралей яких вони підключені.При огляді записуються початкові показання термометрів ДГР; звертається увагана потріскування усередині бака; у схемі первинного ланцюга перевіряєтьсявідсутність коронування, іскріння контактів; оглядається газове реле з метоювиявлення в ньому повітря або газу; перевіряється робота світлової сигналізаціїв роз'єднувачах.
За приладамивстановлюється ретельне спостереження. Про кожну зміну показань, пов'язану зоперативними діями по відшуканню в мережі ушкодженої лінії або ж зі зміноюстану ушкодження, доповідається черговому диспетчерові.
Якщо відшуканнязамикання на землю затягується або за умовами навантаження лінія з ушкодженнямне може бути виведена в ремонт, то після двогодинної роботи із замиканням наземлю необхідно вести ретельне спостереження за температурою верхніх шарівмасла ДГР, записуючи показання термометра через кожні 30 хв.
При зазначенихобставинах допускається підвищення температури верхніх шарів масла до 100 °С.
У випадку якщоДГР установлені на підстанціях без обслуговуючого персоналу, аварійна бригадапісля відшукання місця ушкодження повинна негайно зробити огляд дугогасильнихреакторів, звернувши увагу на показання відбійних стрілок приладів ітермометрів.
Після відключеннямісця ушкодження оперативний персонал повинен записати показання термометрів дугогасильнихреакторів, ввести в дію звукову й перевірити світлову сигналізації, поставити вробоче положення вказівні реле, зняти стрічки із приладів, що реєструють, ізаписати на них час, струм або напругу й поставити у вихідні положення відбійністрілки приладів.
Короткочасніпробої ізоляції на землю варто враховувати, тому що вони свідчать проможливості стійкого замикання на землю. Приєднання, на яких селективно діючоюсигналізацією виявлені короткочасні пробої ізоляції, повинні бути відключенідля позачергової профілактики й визначення місця ушкодження.
7.3.Огляди дугогасильних реакторів
Огляди дугогасильнихреакторів повинні виконуватись в наступний термін:
1. Напідстанціях з постійним черговим персоналом у мережах            60-154 кВ одинраз на добу, у мережах 35 кВ і нижче не рідше одного разу за три доби;
2. Напідстанціях без обслуговуючого персоналу — не рідше одного разу на місяць іпісля кожного замикання на землю в мережі.
Поточний ремонтДГР повинен виконуватися один раз у рік (ДГР відключається від мережі).
В об'єм поточногоремонту входять:
1. Оглядізоляторів, кабельних і шинних підведень. Особлива увага варто обертати наочищення ізоляторів у місцях, підданих дії сольових опадів, цементного йвугільного пилу, кислотних парів, перевірка відсутності тріщин ізоляторів івідстаней ошиновки від заземлених частин розподільного пристрою.
2.Перевірка кольорів і рівня масла й долівка його при необхідності.
3.Перевірка маслопоказників.
4.Перевірка повідомленності бака з розширником.
5. Оглядгазового реле, цілості ізоляції проводки в тих місцях, через які можливе вилученнямасла, випуск повітря з реле.
6. Оглядбака, при якому необхідно переконатися у відсутності течі масла з бака йармировки ізоляторів, якщо буде потреба переміняються ущільнювальні прокладкиабо підтягуються болти. Зовнішні поверхні бака й розширника очищаються відпилу, бруду й масла, бруд із грязевика розширника спускається, перевіряютьсясправність спускних кранів і заземлюючої ошиновки бака. У випадку виявленняіржі вона зчищається.
7.Підтягування контактів, огляд кабельних муфт і при необхідності доливки в нихмастики.
8.Перевірка опору ізоляції силових і сигнальних обмоток щодо корпуса й міжобмотками.
9.Перевірка ланцюгів сигналізації й контролю після огляду й чищення, перед самимвключенням ДГР.
Всі результатиогляду й опис проведених заходів заносяться в документацію дугогасильногореактора.
Періодичнеспостереження за маслом у дугогасильних реакторах полягає у випробуванні маслана пробивну напругу, проведенні хімічних аналізів і при необхідності доливцімасла.
Відбір проб масладля випробувань виконується в ті ж строки, що й для трансформаторів.
Вимірдіелектричних втрат в обмотці разом з введеннями виконується не рідше одногоразу в 6 років.
Капітальнийремонт дугогасильних реакторів повинен виконуватись один раз в 12 років.
Перед розкриттямдугогасильного реактора повинен бути зроблений його зовнішній огляд такий, як іпри поточному ремонті.
Після виїмкисердечника виконується ретельний огляд обмотки й перемикача відгалужень ізметою виявлення слідів перекриттів або розрядів.
При огляді повиннабути звернена увага на:
1.Пружність дерев'яних й електрокартонних прокладок і щільність їхньогокріплення.
2.Цілість і пружність електрокартонних циліндрів.
3.Кріплення обмоток і відводів відгалужень, затягування всіх болтів. Всіослаблені болтові сполуки повинні бути підтягнуті.
4.Підведення відгалужень до перемикачів силової й сигнальної обмоток. Надійністьконтактів у всіх положеннях.
5. Станізоляторів.
6.Ізоляцію доступних болтів, що стягають сталь сердечників верхнього й нижньогоярма.
Після оглядусердечник й обмотки дугогасильного реактора обмиваються струменем масла.
По закінченніочищення проводяться виміри опору ізоляції обмоток реактора. Одночасно зоглядом й усуненням дефектів повинні бути зроблені роботи в об'ємі поточногоремонту.
Після закінченнязборки дугогасильний реактор заливається маслом, випробуваним в об'єміскороченого аналізу, перевіряються всі ущільнення.
Бак перевіряєтьсягідравлічним тиском (стовпом масла висотою 0,6 м протягом 15 хв.).
Виконуютьсянаступні виміри:
1. Опоруізоляції обмоток щодо корпуса й між обмотками мегомметром 2500 В.
2. Тангенсакута діелектричних втрат (/> неповинен перевищувати 2%).
3.Омічного опору силової обмотки реактора на всіх відгалуженнях, а такожвипробування цієї обмотки підвищеною напругою промислової частоти (1,5 Uл)протягом 1 хв., якщо заземлююче введення має повну ізоляцію.
Перед включеннямдугогасильного реактора в експлуатацію доцільно робити вимір струмів на всівідгалуження при номінальній напрузі.
Об'єм проведенихробіт і результати випробування заносяться в документацію дугогасильногореактора.

ВИСНОВки
Найпоширенішим уцей час методом запобігання аварійних наслідків від однофазних замикань умережах є заземлення нейтралі  мереж через настроєні індуктивності, які,зберігаючи переваги мереж з ізольованої нейтралью, покликані поліпшити умовироботи електроустаткування при однофазних замиканнях на землю. Таке поліпшенняпередбачається за рахунок істотного зниження швидкості відновлення напруги наушкодженій фазі після загасання дуги й зменшення струму в місці замикання наземлю до рівня активної складової й вищих гармонік. Внаслідок цьоговідбувається мимовільне загасання дуги, а, отже, скорочення об'ємів руйнувань,пов'язаних з термічною дією заземлюючої дуги, а також зниженням кратності перенапругдо безпечної величини, тому що з'являються шляхи для стікання на землюстатичних розрядів з ємності елементів мережі здорових фаз. Однак длядосягнення таких результатів ступінь розстройки реактора не повиннаперевищувати меж  />.
При установці вмережах 6-35 кВ реактора знижується швидкість відновлення напруги на хворійфазі після загасання дуги. При точному настроюванні реактора в резонанс, часвідновлення напруги до номінального становить кілька секунд. За цей часміцність ізоляції в місці ушкодження встигає відновитися. Але цей процес має йнегативні сторони, тому що весь цей час на здорових фазах тримається напругапорядку />. Відносна тривалістьіснування таких перенапруг може привести до пробою ізоляції в цих фазах,особливо в старих мережах з поганою ізоляцією.
У реальнихмережах настроїти реактор точно в резонанс неможливо, тому що індуктивністьреактора регулюється дискретно. Допускається розстройка реактора />. При розстройці в 5%напруга, що відновлюється, на ушкодженій фазі має характер биттів. При розстройцібільше 25% кратність перенапруг така ж, як у мережах без установки дугогасильногореактора. При цьому кратність перенапруг при перекомпенсації набагато менше,ніж при недокомпенсації.
Із усього розмаїттянапрямків роботи з удосконалювання системи компенсації ємнісних струмів наземлю до практичної реалізації виявилися прийнятними й одержали широкепоширення дугогасильні реактори типу ЗРОМ зі східчастим регулюванняміндуктивності реактора й плунжерні дугогасильні реактори із плавнимрегулюванням індуктивності.
Підбиваючипідсумок, варто сказати, що резистивне заземлення нейтралі — це реальна йрозумна альтернатива ізольованої й заземленої через дугогасильний реакторнейтралі. Сказане не означає, що заземлення нейтралі через дугогасильнийреактор не має права на існування. Просто в кожному випадку варто зважувати всеза й проти й вибирати між резистивним заземленням нейтралі і її заземленнямчерез дугогасильний реактор, виходячи з реальних умов електричної мережі.

ПЕРЕЛІК ВИКОРИСТАНИХДЖЕРЕЛ
1.   Правила пристрою електроустановок. — М.: Енергоатомвидавн, 1986.
2.   Правила технічної експлуатації електричних станцій і мереж.Видав. 15-і. — М., 1996.
3.   Евдокунін ГА, Гудилін С.В, Корепанов АА. Вибір способузаземлення нейтралі в мережах 6-10 кВ. — Електрика,1998, № 12.
4.   Вільгейм Р., Уотерс М. Заземлення нейтралі у високовольтних системах. — М.; Д.: ГЕИ, 1959.
5.   Абрамович Б., Кабанів С., Сергєєв А., Поліщук В. Перенапруги й електромагнітнасумісність устаткування електричних мереж 6-35 кВ // Новини Електротехніки. — 2002. — N 5(17).
6.   Сивокобиленко В.Ф., Лебедєв В.К., МахинаСильва. Аналіз процесів дугових замикань на землю в мережах власних потреб ТЕС й АЕС.-Сб.научн.праць Донгу. Серія:Електротехніка й енергетика, вип.17: Донецьк: Донгу, 2000, с.129-133.
7.   Лихачов Ф.А. Перенапруги в мережах власних потреб //Електричні станції. — 1983. — №10.- С.37-41.
8.   Лихачов Ф. А. Заземлення на землю в мережах з ізольованої нейтралью й компенсацією ємнісних струмів. М., Енергія, 1971м
 10. Гиря В. И., Петров О. А. Класифікаціясистем автоматичного регулювання настроювання дугогасильних реакторів.- У кн.: Автоматизація енергосистем йенергоустановок промислових підприємств. Челябінськ: ЧПИ, 1977.
9.   Обабков В.К., Никифорів А.П.Точність авто настройки частоти вільнихколивань у симетричних мережах з компенсованої нейтралью  Електрика, №12,1996.-С.8-16.
10.  ШуїнВ.А., Гусенков А.В. Принципи виконання й пристрою захисту й сигналізації замикань на землю для компенсованихмереж 6-10 кВ Релейний захист й автоматикаенергосистем-98: Тез. докл. науч.-техн. конф. — М.: РАО й ЦДУ Росії,1998.- С.166-168.
11.  Чайкін В.П.,Султанів Г.А., Демченко В.Т., Чайкін В.В. Проблеми міських електричних мереж усучасних умовах // Матеріали науково-технічної конференції. — Краснодар: Країв.правл. НТО енергетиків йелектротехніків, 1999.-С.20-26.