 |
Расчет устройств заземления и молниезащиты
|
|
|
|
При расчёте молниезащиты используется методика из [3]. Принимаем высоту молниеотвода h=50 м,(см.рис.6)
Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода
О
О’
K rx M
 | |
B B’ C A’ A
Рис.6
Длина отрезков: CA’=CB’=0.75×h=0.75×50=37.5 [м],
Расстояние: CO’=0.8×h=0.8×50=40 [м],
Длина отрезков: CA=CB=1.5×h=1.5×50=75 [м].
Защиты определяются по следующим выражениям:
rx=1.5(h-1.25hx) при 0 £ hx £ 2/3h, (7.1)
rx=0.75(h-hx) при hx ³ 2/3h. (7.2)
Оптимальная высота молниеотвода определяется из предыдущих выражений по формулам:
hопт = (rx+1.9hx)/1.5 при 0 £ hx £ 2/3h, (7.3)
hопт = (rx+0.75hx)/0.75 при hx ³ 2/3h (7.4)
При hx =20 м
rx=1.5(50-1.25×20)=37.5 [м],
hопт = (37.5+1.9×20)/1.5=50.3 [м].
При hx =40 м
rx=0.75(50-40)=7.5 [м],
hопт = (7.5+0.75×40)/0.75=50 [м].
Устанавливаем на подстанции 4 молниеотвода (смотри план подстанции).
При расчёте устройства заземления для электроустановок 110 кВ и выше согласно ПУЭ сопротивление заземляющей установки должно быть не более 0.5 Ом.
Принимаем сопротивление естественных заземлителей Rе=1.5 Ом. Расчётное удельное сопротивление грунта:
|
|
|
rрасч=rизм×Y, (7.5)
где Y=1.4 – климатический коэффициент для сухого твердого суглинка,
rизм =Rгр=215 [Ом×м],
тогда:
rрасч=215×1.4=301 [Ом×м].
Находим сопротивление исскуственного заземлителя:
Rи= Rе×Rз/ Rе-Rз=1.5×0.5/1.5+0/5=0.75 [Ом]. (7.6)
В качестве вертикального стержня принимаем стальную трубу длиной 3 м и d=0.05 м. При заглублении вертикального стержня ниже уровня земли на 0.7 м,т.е Н0=0.7 м
Rв= (rрасч / 2p×L)× [ln(2×L)/d+0.5ln(4H0+L)/(5H0+L)], (7.7)
Rв=(301/18.85)×(4.78+1.22)=95.81 [Ом],
На глубине Н=Н0+L/2=2.2 м
Rв= (rрасч / 2p×L)× [ln(2×L)/d+0.5ln (4H+L)/(5H+L)]
=(301/18.85)×(4.78+1.22)=79.55 [Ом].
Определим общее сопротивление сетки горизонтальных проводников, выполненных из полосовой стали сечением 40´4 мм. Общая длина горизонтальных заземлителей равна 848 м. Число вертикальных стержней примем 100:
Rг= (rрасч / 2p×L)×ln(2×L2)/b×H=(301/18.85)×17.75=283.5 [Ом],
где b=40 мм – ширина полосы
Н=0.7 м.
Вертикальные стержни располагаем через 8.5 м,отсюда Rг с учётом коэффициента использования h=0.19 соединительной полосы:
Rг= 283.5/0.19=1492.1 [Ом].
Уточняем сопротивление искусственного заземлителя
Rи’= Rи×Rг/ Rи+Rг=1.5×0.5/1.5+0/5=0.749 [Ом].
Окончательное число вертикальных заземлителей с учётом коэффициента использования hст=0.5:
n= R в /hст×Rи’=79.55/0.749×0.5=213 штук.
8. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
Питание цепей релейной защиты и автоматики (РЗА) осуществляется на постоянном оперативном токе от аккумуляторной батареи 220 В. Устройство РЗА всех элементов ПС за исключением ВЛ-10 кВ, секционного выключателя 10 кВ и ТСН размещается на панелях в здании ОПУ. Защита остальных элементов выполнена с использованием оборудования, поставляемого комплектно с камерами КРУН К-37, из которых комплектуется РУ 10 кВ.
В соответствии с [4] для силового трансформатора 10 000 кВА должны выполнятся защиты: дифференциальная токовая и газовая, которые используются в качестве основных защит, максимальная токовая защита (МТЗ), используемая в качестве резервной, и защита от перегрузки с действием на сигнал.
|
|
|
8.1 Расчет защиты силовых трансформаторов
8.1.1 Диффренциальная защита с торможением
Проведем расчет дифференциальной защиты с торможением с применением реле серии ДЗТ-11 [8].
1) Определим значения первичных и вторичных токов плеч дифференциальной защиты. Сторона 10 кВ принимается за основную.
а) Находим первичные номинальные токи трансформатора по формуле:
I 1ном = S ном тр / Ö 3 × U ном, (8.1)
где S ном.тр – номинальная мощность трансформатора;
U ном – номинальное напряжение.
б) Находим вторичные номинальные токи трансформатора по формуле:
I 2ном = I 1ном × k сх / ki, (8.2)
где ki - коэффициент трансформации ТТ (с учетом возможных перегрузок k i =150/5 для стороны ВН, k i=200/5 для стороны СН и ki =600/5 для стороны НН);
k сх - коэффициент схемы, показывающий во сколько раз ток в реле защиты больше чем вторичный ток ТТ. Для схем соединения ТТ в звезду k сх =1, для схем, соединенных в треугольник k сх =Ö3.
Расчет сводим в таблицу 8.1.
Таблица 8.1
Результаты расчета вторичных токов в плечах защиты
| Наименование величины | Численное значение для стороны | ||
| 110 кВ | 35 кВ | 10 кВ | |
| Первичные номинальные токи трансформатора, А | 10000/Ö3×110=52.5 | 10000/Ö3×35=165 | 10000/Ö3×10=577.4 |
| Коэффициенты трансформации трансформаторов тока, kI | 150/5 | 300/5 | 600/5 |
| Схемы соединения трансформаторов тока | D | D | Y |
| Вторичные токи в плечах защиты, А | 52.5×Ö3×5/150=3.03 | 165×Ö3×5/300=4.76 | 577.4×1×5/600=4.81 |
2) Тормозную обмотку реле ДЗТ-11 включаем в плечо 10 кВ.
3) Определим первичный ток небаланса с учетом составляющей Iнб’’’ по формулам:
I нб = I нб ’ + I нб ’’ + I нб ’’’, (8.3)
I нб ’ = k апер × k одн × ¦ i × I к.макс ; (8.3.1)
где I к.макс - периодическая слагающая тока (при t=0) при расчетном внешнем трехфазном металлическом КЗ (I к.макс =4700 А);
¦ i - относительное значение тока намагничивания, при выборе трансформаторов тока по кривым 10%ных кратностей принимается равным 0,1;
k одн - коэффициент однотипности, принимается равным 1, если на всех сторонах трансформатора имеется не более одного выключателя;
|
|
|
k апер - коэффициент, учитывающий переходный режим, для реле с НТТ принимаем равным 1.
, (8.3.2)
где 
, 
- периодические составляющие токов (при t=0), проходящих при расчетном внешнем КЗ на сторонах, где производится регулирование напряжения;
, 
- относительные погрешности, обусловленные регулированием напряжения на сторонах защищаемого трансформатора и принимаемые половине суммарного (полного) диапазона регулирования напряжения на соответствующей стороне.
I н б =1×1×0.1×4700+0.16×1990+0.05×1930=1154.9 [А],
4) Выбираем ток срабатывания защиты по условию отстройки от бросков тока намагничивания по выражению:
I с.з. = k н × I ном тр=1.5 × I ном тр (8.4)
где k н =1.5 для реле серии ДЗТ.
I с.з .=1.5×10000/Ö3×10=866 А,
5) Определим число витков обмоток ДЗТ для основной и неосновных сторон:
Расчет будем производить по следующим формулам:
I с.р.осн = I с.з.осн. × k сх осн (3) / ki, (8.5)
где I с.з.осн. - ток срабатывания защиты, выбранный по условию (8.4) и приведенный к напряжению основной стороны;
ki - коэффициент трансформации трансформатора тока на основной стороне;
k сх осн (3) - коэффициент схемы для ТТ на основной стороне.
(8.6)
где 
- намагничивающая сила срабатывания реле, 
(8.7)
(8.8)
(8.9)
где 
и 
- расчетные числа витков уравнительных обмоток ДЗТ для неосновных сторон;
и 
- периодические составляющие токов КЗ (при t=0), проходящих при расчетном внешнем КЗ на сторонах, где используются соответственно числа витков 
и 
.
Результаты расчета числа обмоток ДЗТ сводим в таблицу 8.2.
Таблица 8.2
Определение чисел витков обмоток НТТ
| Обозначение величины и расчетное Выражение | Численное значение |
 по (8.5)
| Iс.р.осн =866×1×5/600=7.22 А |
 по (8.6)
| wосн.р .=100/7.22=13.85 вит |
 (ближайшее меньшее число)
| 13 вит |
|
| 100/13=7.7А |
 1 по (8.7)
| wн.р.1 =13×4.81/3.03=20.6 вит |
| 2 по (8.7)
| wн.р.2 =13×4.81/4.76=13.1 вит |
 1
| 20 вит |
| 2
| 13 вит |
 по (8.9)
| Iнб’’’ =(20.6-20)×1990/20.6+(13.1-13) × ×1930/13.1=72.7 |
6) Определим необходимое число витков тормозной обмотки по выражению:
|
|
|
(8.10)
где 
- тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной, поведенной из начала координат к характеристике срабатывания реле (тормозной), соответствующей минимальному торможению (кривая 2 на рис. 2-16 [8]); для реле ДЗТ-11 принимается равным 0,87 [9].
w m 1 =1.5×306.9×33/1990×0.87=8.7 вит.
Принимается ближайшее большее число витков тормозной обмотки: 9 вит. (числа витков на тормозной обмотке реле ДЗТ-11 могут быть установлены: 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13, 18 и 24).
w m 2 =1.5×306.9×26/1930×0.87=7.13вит.
Принимается ближайшее большее число витков тормозной обмотки: 9 вит. (числа витков на тормозной обмотке реле ДЗТ-11 могут быть установлены: 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13, 18 и 24).
7) Определим коэффициент чувствительности защиты при КЗ в зоне действия, когда ток повреждения проходит только через ТТ сторон 110 кВ и 35 кВ и торможение отсутствует из выражения:
(8.11)
где 
- ток в первичной обмотке НТТ реле ДЗТ при условии, что он проходит по ТТ только одной из сторон, определяется приведением минимального первичного тока КЗ к вторичной цепи этих ТТ с учетом вида повреждения, схем соединения ТТ и обмоток защищаемого трансформатора:
(8.12)
I р.мин вн =(1.5×1990) ×5/150=99.5 А
I р.мин.сн =(1.5×1140) ×5/300=28.5 А
Ток срабатывания реле ДЗТ при выбранном числе витков обмотки на стороне 110 кВ w неосн1 =20:
I с.р =100/20=5 А,
Ток срабатывания реле ДЗТ при выбранном числе витков обмотки на стороне 35 кВ w неосн2 =13:
I с.р. =110/13=7.7 А,
Коэффициенты чувствительности K ч1 =99.5/5=19.9>1,5, Кч2 =28.5/7.7=3.7>1,5. Окончательно принятый ток срабатывания защиты при I с.р.осн =7.7 А (см. табл. 6.2) I с.з .=866 А
8.1.2 Максимальная токовая защита с пуском по напряжению
Максимальная токовая защита (МТЗ) служит для защиты от токов внешних КЗ.
1) Выбор тока срабатывания максимальной защиты:
(8.13)
где k н – коэффициент надежности, обеспечивающий надежное несрабатывание защиты путем учета погрешности реле с необходимым запасом, k н =1,2;
k сзп – коэффициент самозапуска двигателей нагрузки, kсзп=1, т.к. защита имеет пуск по напряжению, посредством которого защита отстроена от самозапуска;
k в – коэффициент возврата реле, для реле РТ-80 kв= 0,8.
1,4 – коэффициент допустимой перегрузки;
I т.ном – номинальный ток трансформатора на соответствующей стороне.
I с.з.в =1.2×1×1.4×10000/0.8×Ö3×110=110.2 А
I с.з.с =1.2×1×1.4×10000/0.8×Ö3×35=346.4 А
I с.з.н =1.2×1×1.4×10000/0.8×Ö3×10=1212.43 А
Определим ток срабатывания реле по формуле (8.5):
I с.р.в =110.2×Ö3×5/150=6.4 А,
Выберем уставку реле РТ-80/20 Iуст=10 А [10].
I с.р.в =346.4×Ö3×5/300=9.9 А,
|
|
|
Выберем уставку реле РТ-80/20 Iуст=10 А [10].
I с.р.в =1212.43×Ö3×5/600=17.5 А,
Выберем уставку реле РТ-80/40 Iуст=20 А [10].
Определим коэффициенты чувствительности по (8.11):
Кч1 =99.5/6.4=15.5>1,5; Кч2 =28.5/9.9=2.8>1,5.
2) Выбор напряжения срабатывания защиты:
(8.14)
где U ном – номинальное напряжение сети.
Определим напряжение срабатывания реле:
(8.15)
где k н – коэффициент трансформации трансформатора напряжения, установленного на шинах 10 кВ, от которого питаются реле комбинированного пускового органа защиты.
Выбираем уставку минимального реле напряжения РН-54/160 Iуст=56 В [10].
3) Напряжение срабатывания фильтр-реле по выражению:
(8.16)
По (8.15):
Напряжение срабатывания реле соответствует минимальной уставке реле типа РНФ-1 с пределами шкалы 6-12 В, Uуст=6 В [10].
4) Выбор времени действия защиты:
(8.17)
8.1.3 Газовая защита трансформаторов
Газовая защита реагирует на повреждения внутри бака трансформатора, при которых происходит выделение газа или ускоренное протекание масла или смеси масла с газом из бака в расширитель, а также и по другим причинам (междуфазные КЗ, межвитковые замыкания в обмотках, замыкание обмотки на корпус, пожар в стали магнитопровода и др.).
Газовая защита поставляется с газовым реле Бухгольца BF 80/Q (B – реле с двумя элементами, F – с фланцем, 80 – внутренний диаметр фланца в мм, Q – фланец квадратной формы).
В зависимости от вида и развития повреждения трансформатора возможна последовательная работа сигнального и отключающего элементов реле или их одновременная работа.
8.2 Расчет устройств автоматики установленных на ПС
Устройствами автоматики, установленными на подстанции, предусматривается устранение аварий, связанных:
с повреждениями на шинах 10 кВ;
с повреждениями силовых трансформаторов и трансформаторов с.н.;
с отключением после неуспешного действия АПВ одной из питающих линий.
Аварии ликвидируются действием следующих автоматических устройств:
АПВ выключателей 10 кВ трансформаторов (АПВТ);
АВР секционного выключателя 10 кВ;
АВР секционных отделителей 110 кВ (АО);
АПВ на питающих линиях.
Структурная схема автоматики подстанции представлена на листе.
|
|
|
