Дуга, возникающая в коммутационных аппаратах при отключении БСК или УШР может не переходить через ноль, тогда она и не гаснет. Лучший - выход масляный выключатель или воздушный для коммутаций. Для эксплуатации, конечно это не самые лучшие варианты.

На эту тему есть РД 153-34.3-47.501-2001 "РЕКОМЕНДАЦИИ  ПО ЭКСПЛУАТАЦИИИ ВЫБОРУ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ, РАБОТАЮЩИХ В ЦЕПИ ШУНТИРУЮЩИХ РЕАКТОРОВ", где п.9:  "В соответствии с мировым опытом рекомендуется заменять воздушные выключатели, установленные в цепи шунтирующих реакторов, современными отечественными или импортными элегазовыми выключателями".

На этот РД есть ссылка в СТО 56947007-29.130.10.095-2011 "Выключатели переменного тока на напряжение от 3 до 1150 кВ". В этом СТО также пишут, что испытания на отключение ШР проводятся для выключателей от 110 кВ.
В ГОСТ Р 52565-2006 "ВЫКЛЮЧАТЕЛИ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА НА НАПРЯЖЕНИЯ от 3 до 750 кВ" тоже пишут, что испытания на коммутацию БСК/ШР проводятся для выключателей от 110 кВ.

То есть выходит, что выключатели на 35 кВ не нужно проверять на коммутацию БСК/ШР. Но почему тогда для них пишут "не предназначены...", если можно написать "определяется изготовителем".

Добавлено: 2022-10-20 09:26:34

Установка блока управляемой коммутации может ли помочь в данной ситуации?

А не проще обратиться на завод-изготовитель УШР? Там сразу скажут, какой тип выключателя рекомендуют... По БСК вообще проблем не должно быть, стандартного элегазового выключателя должно быть достаточно. Устройство улавливания момента включения (отключения) есть смысл ставить при пофазном управлении. Не знаю, есть ли пофазные выключатели на 35кВ.... Может три однофазных есть? Во вложении книжка от 2011г по РЗ УШР. Там есть производители, я бы к ним обратился...

Спасибо всем за участие! Я не настоящий релейщик, просто хочу разобраться в нескольких вопросах, для начала. Без подробностей РЗА.
1. Требования к выключателям по коммутации ШР/БСК начинаются только от 110 кВ. Значит ли это, что при 35 кВ никаких проблем с коммутацией нет?
2. Что значит применяемая при аттестации Россетями характеристика выключателя 35 кВ "не предназначен для коммутации ШР"? Не предназначен в комплектации "по-умолчанию"? Или вообще для ШР-35 кВ нужно ставить выключатели 110 кВ?
И где бы почитать простое, "на пальцах" объяснение проблем коммутации БСК и ШР?
Когда-то давно делал расчеты по включению БСК - там идет скачок тока в кА, его и считал. А что там при отключении и повторном включении?
И с отключением ШР вроде тоже понятно - индуктивность, дуга долго не гаснет. А при включении?

Именно так, что бы такая проблема возникла на линии 35 кВ, это должно быть что-то уж совсем невероятное: длина  должна превосходить натуральную, нагрузка резко переменная и различного характера, и плюс какие-то специфические режимы сети, например как-то специфически выполнено заземление нейтрали и в зависимости от режима сети точки его исполнения меняются.
(где-то тут приводился пример уникальной ВЛ 10 кВ 118 км, должно быть что-то подобное), но самое главное

в чём ПРИКОЛ!!! Сеть 35 кВ с изолированной нейтралью, там в принципе ЭМПР совершенно другие! Смысл там ОКЗ и ОАПВ???

Было 5-6 расчётов для ВЛ 500 кВ, для 220 кВ всего 1 (так получилось) и всего один на транзите 110 кВ.
Конечно специфический транзит! Судите сами: длины достаточно большие, даже имеются транспозиции, в основном питание НПС, которые являются "нагрузочными диверсантами", суть в том, что для экономии используют собственную генерацию, таким образом, что перетоки по линиям могут меняться непредсказуемо от хх до максимально возможной нагрузки. Естественно, при хх возникают перенапряжения, поэтому понаставили как линейных так и шинных ШР. Выключатели элегазовые. Всё, создали проблемы коммутации!

По поводу 2-го вопроса. Трёх фазные коммутации ВЛ 500 кВ обычно не имеют особых проблем, либо они устраняются относительно просто, самый сложный является это обеспечение ОАПВ, т.е. мало отключить ОКЗ как надо, но нужно ещё и включить отключавшуюся фазу, а как известно минимально допустимое время ОАПВ определяется зарядом не отключенных фаз....
в сети 35 кВ такого явления вообще не может быть см. выше.

Обычно при отключении ВЛ или одной фазы отключается и соответственно ШР, т.е отключается одновременно ДВА выключателя (разъединение колебательного и возможно резонансного контура) и вся энергия  расходуется-иссекает в этом процессе, потом включается линия или фаза, а только затем ШР, поэтому никаких проблем нет.
Суть в том, что при включённой линии её ёмкость заряжена и включен ШР, который её компенсирует, после отключения ёмкость разрядилась (собственно время АПВ) и в ШР на момент включения линии нет необходимости.
как-то так, хотя возможны и другие варианты, как раз эти расчёты и могут устанавливать очерёдность  коммутаций включателей...

Добавлено: 2022-10-22 14:26:57

Это как ещё подойти к проблеме!
Для информации: в сетях 110 - 220 кВ ставят комплекты УШР-БСК, при этом, вдумайтесь
БСК соединение звездой и мощность до 80 - 125 МВАр и по режиму  может работать без УШР (ну такой режим возник, что поделать)!
Поэтому, как говорится: "хрен редьки не слаще" !

а вот поясните, пожалуйста, с какой целью делается "резонансно настроенный ДГР"? и в каком месте и после чего "вероятность повторного пробоя изоляционного промежутка будет очень высока"?

а вообще с какой целью из частного примера делать выводы, что ПП в сетях именно 35 кВ самые "загадочные"???

(... назначение ДГР заключается .... Если ёмкость сети оказалась большой и токи ОКЗ превосходят требуемое минимальное значение, то прибегают к его ограничению и ставят реакторы, однако появляется проблема, заключающаяся в том, что можно скомпенсировать до нуля и тогда ни одна защита от ОКЗ не сработает. Поэтому ставят ДГР, который автоматически уменьшает ток ОКЗ, но до значений необходимых для срабатывания защит от ОЗЗ. так решается проблема о которой идёт речь?, получим, что может быть хоть 1001 хоть 2000 ОЗЗ)

Так о чём и говорю, всё просто, т.к. все проблемы описаны и Вы это наглядно показали, а значит и могут быть решены!!! в чём сложность процессов в сетях 35 кВ по сравнению с другими?
Например, всё проще уже даже в силу того, что если в каб. сеть 6 - 35 кВ, то нет АПВ в принципе или как некое недоразумение, а в сети 500 кВ даже ОАПВ, т.е. ППР в 4 раза сложней...
Для сетей и линий 6...35 кВ даже нет и не может быть некоторых характеристик или параметров в принципе, например - волновое сопротивление, ... или выбор частот для ВЧ-каналов, источник питания на линии в большинстве с одной стороны, а не с двух и пр. и т.д.
Единственное можно отметить, что сеть 6...10 кВ имеет более сложную и разнообразную топологию и большую суммарную длину, но всё одно, та сложность, о которой Вы говорите заключается в том, что коли эти сети обладают меньшей ответственностью, поэтому и их проблемы решаются менее досконально, а так же и реализация мероприятий идёт по остатку, но всё одно сами ППР не сложней, а проще...