Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
Диплом.doc
Скачиваний:
0
Добавлен:
01.05.2025
Размер:
3.46 Mб
Скачать

2.8 Расчет заземляющего устройства

Все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, должны надежно соединятся с землей. Такое заземление называется защитным, так как его целью является защита обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения. Заземление обязательно для всех установок напряжением 500 В и выше, а в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках – при напряжении выше 36 В переменного тока.

Контур заземления ГЭС состоит из заземляющих устройств гидростанции, заземляющего контура ОРУ-110кВ, ОРУ-220кВ, ОРУ-330кВ а так же контура заземления холостого водосброса.

Максимально допустимая величина сопротивления заземляющего устройства с учетом удельного сопротивления пород основания составляет 4Ом. Измеренное значение сопротивления равно 2,2Ом, следовательно, заземляющее устройство Путкинской ГЭС соответствует требованиям ПУЭ. Заземляющий контур здания станции находится в нормальном состоянии, поэтому дипломным проектом предусматривается присоединение нового оборудования и опорных конструкций к ближайшей магистрали заземляющего устройства. Это обеспечит надежность заземления электрооборудования и электробезопасность обслуживающего персонала станции.

2.9 Расчет элементов релейной защиты

2.9.1 Общие положения

Основной задачей релейной защиты является обнаружение повреждений или ненормальных режимов и по возможности быстрая выдача управляющего сигнала на отключение повреждённой части или сигнализация о возникновении ненормальных режимов.

В схемах электроснабжения потребителей напряжением до 35кВ основным видом релейной защиты является максимальная токовая защита (МТЗ). Преимущество применения МТЗ объясняется тем, что:

- большинство повреждений происходит вследствие возникновения токов КЗ;

- МТЗ по сравнению с другими защитами имеет простое устройство и меньшую стоимость.

На трансформаторах (главных ) устанавливаются защиты: газовая и МТЗ. Для примера, производим расчет МТЗ трансформатора собственных нужд района типа ТМ-1800/10. Схема максимальной токовой защиты приведена на рис. 8.

10кВ

Рисунок 2.7 – Схема МТЗ на трансформаторе местного района

Перечень элементов защиты:

- КА1 и КА2-реле тока;

- КА1.1 и КА1.2 – контакты реле КА1 и КА2 соответственно;

- КТ – реле времени;

- КН1 – контакты реле времени КТ;

- КН1 и КН2 – указательные реле;

- KL – промежуточное реле;

- KL1 – контакты промежуточного реле;

- SQ – блок-контакты выключателя ВТ;

- YAT – электромагнит отключения выключателя ВТ.

Для выбора реле тока и уставки необходимо знать токи КЗ защищаемой и резервируемой зоны в минимальном режиме.

Рассчитываем ток КЗ в резервируемой зоне. От трансформатора ТМ-1800/10 отходит воздушная линия длиной 1км, к которой подсоединен трансформатор ТМ-1000/10. Составляем схему замещения для расчета тока короткого замыкания (рисунок 2.8).

Р исунок 2.8 – Схема замещения для точки КЗ К3

Определяем сопротивление трансформатора ТМ-1000/10 по формуле (3.3), учитывая хт%=5,5% и Sном=1000кВ·А

.

Определяем результирующее сопротивление в точке короткого замыкания КЗ

.

Рассчитываем ток короткого замыкания в точке КЗ.

Базовый ток в точке КЗ по формуле (2.5)

кА.

Сверхпереходной ток в точке КЗ по формуле (2.6)

кА.

Определяем двухфазный ток короткого замыкания в точке КЗ

, (2.39)

кА.

Для питания релейной защиты выбран трансформатор тока типа ТЛК 10-У3 150/5А.

Определяем ток срабатывания защиты

, (2.40)

где kзап – коэффициент запаса, равен 1,4;

kв – коэффициент возврата, равен 0,85;

Imax – максимальный рабочий ток, 145,6А.

А.

Ток срабатывания реле определяется

, (2.41)

где kсх – коэффициент схемы, 1;

kтт – коэффициент трансформации ТТ, .

А.

Двухфазный ток короткого замыкания в точке К2 по формуле (2.39)

кА.

Принимаем реле тока РТ-40 с ближайшей большей уставкой тока срабатывания реле Iу=8,2А. Определяем ток срабатывания защиты

А. (2.42)

Производим проверку чувствительности защиты

, (2.43)

Для защищаемой зоны по формуле (2.43)

(по условию для защищаемой зоны).

Для резервируемой зоны по формуле (2.43)

(по условию резервируемой зоны).

Отсюда следует, что чувствительность максимальной токовой защиты для защищаемой и резервируемой зоны обеспечена.

Основной задачей релейной защиты является обнаружение повреждений или ненормальных режимов и по возможности быстрая выдача управляющего сигнала на отключение повреждённой части или сигнализация о возникновении ненормальных режимов.

На Путкинской ГЭС срок эксплуатации около 50% устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) превышает цифру 25-30 лет при гарантированном среднем сроке службы 12 лет. При сравнительно нечастых срабатываниях устройств РЗА во внештатных ситуациях трудно предсказать возможность правильной работы этих устройств, выработавших свой ресурс. А последствия неправильной работы устройств РЗА могут привести к выводу из строя дорогостоящего силового оборудования или к большим потерям по недоотпуску электроэнергии. Поэтому вопрос реконструкции и замены устройств РЗА стал не просто актуальным, а просто жизненно необходимым.

На трансформаторах (местного района) в качестве защиты от токов, обусловленных внешними многофазными короткими замыканиями, предусмотрена действующая на отключение максимальная токовая защита (МТЗ-10) на базе реле тока РТ-40. Защита от перегрузки выполнена на основе реле тока РТ-40. Дифференциальная защита выполнена на дифференциальных реле типа РНТ-567.Газовая защита выполнена на основе газового реле РГЧЗ-66.

Как видно, устройства релейной защиты выполнены на устаревшей электромеханической аппаратуре. Эта аппаратура физически изношена, её характеристики отстают от современных требований по точности, энергопотреблению, возможности работать в экстремальных условиях. Поэтому необходимо выполнить модернизацию КРУ с переводом средств РЗА на современную базу.

Установим блоки микропроцессорной защиты фирмы «ALSTOM».

Устройства защиты фирмы «ALSTOM» кроме функций непосредственной защиты и автоматики выполняют и дополнительные функции:

- автоматический непрерывный контроль состояния устройства;

- измерение текущих величин тока, напряжения, а также вычисление на их основании мощности, сопротивления токов и напряжений прямой, обратной последовательности, дифференциального тока дифзащит;

- регистрация аварийных событий срабатывания устройства защиты и автоматики;

- передача информации на верхний уровень;

- управление устройством и выключателем присоединения с верхнего уровня.

2.9.2 Релейная защита трансформатора

Согласно ПУЭ требуются следующие защиты для трансформаторов:

- токовая отсечка или дифференциальная защита;

- максимальная токовая защита;

- газовая защита;

- защита от перегрузки с действием на сигнал.

Фирмой выпускается специальное реле защиты, которое выполняет одновременно все функции защиты для трансформаторов. Но применение только одного реле защиты нельзя считать целесообразным. Для резервирования необходимо установить хотя бы ещё один комплект защиты со стороны питания. На этой защите целесообразно выполнить токовую отсечку и максимальную защиту. На дискретный вход этого же реле целесообразно подключить реле газовой защиты трансформатора и РПН. Применим для дифференциальной защиты реле MICOM P632, а остальные защиты выполним на устройствах защиты вводов. На высокой стороне применим реле MICOM P124, а на низкой MICOM P122. Защита от перегрузки есть в реле MICOM P632 и MICOM P122. Газовая защита подключается на дискретный вход устройства MICOM P124.

Произведём расчёт дифференциальной защиты.

Первичный номинальный ток трансформатора:

(5.14)

(5.15)

При внешнем КЗ за пределами зоны действия дифференциальной защиты, трансформаторы тока стороны НН обтекаются током и реле автоматически загрубляется, т.е. ток срабатывания его увеличивается по мере роста тока сквозного замыкания (тормозного тока). Уставкой по степени торможения в цифровых реле принято считать отношение дифференциального тока (Id) к тормозному току (It) в процентах, и рассчитывается оно по выражению:

(5.16)

где Кн - коэффициент надежности равен 1,2;

ε - погрешность трансформаторов тока, принимается равной 10 %;

Ка - коэффициент, учитывающий рост погрешности при больших токах за счет апериодической составляющей, принимается равным 1,5;

ΔU - диапазон регулирования коэффициента трансформации защищаемого трансформатора, в зависимости от типа трансформатора и регулятора РПН значение ΔU принимается равным 16%.

Принимается 40%-ная тормозная характеристика. Указанное значение вы­ставляется в реле в качестве уставки дифференциальной защиты.

Чувствительность дифференциальной защиты оценивается при мини­мальном токе двухфазного КЗ на выводах НН трансформатора по формуле:

, (5.17)

где -приведенный к стороне ВН двухфазный ток КЗ, А.

.

Степень торможения оценивается при трехфазном максимальном токе КЗ на шинах НН по выражению:

(5.18)

В нашем примере:

, т.е. уставка возросла в 11,7 раз.

При токах КЗ свыше 6Iном.тр срабатывает дифференциальная токовая от­сечка. При этом токе фактор торможения уже не действует.

Рассчитаем токовую отсечку для трансформатора.

Токовая отсечка (ТО) без выдержки времени (первая ступень токо­вой защиты) предназначена для ускорения отключения близких коротких замыканий. Её уставка (ток срабатывания) выбирается из условия от­стройки (несрабатывания) от максимального трехфазного тока КЗ в конце защищаемой линии или трансформатора. Уставки токовой отсечки выбираются из условия:

, (5.9)

где Котс - коэффициент отстройки, принимаемый для цифровых реле 1,1…1,2;

Iкмах – ток трехфазного короткого замыкания в конце защищаемого элемента, кА.

Согласно (5.9) ток срабатывания:

.

Вычислим ток срабатывания реле:

, (5.3)

где Iс.р – ток срабатывания защиты (первичный);

nТ – коэффициент трансформации трансформаторов тока;

Ксх – коэффициент схемы соединения трансформаторов тока и реле, при применении схемы полной или неполной звезды Ксх = 1 и при полном или неполном треугольнике Ксх = .

.

Принимаем к уставке на терминале защит Iс.р.у = 34,2 А, с действием на отключение.

Тогда ток срабатывания на первичной стороне будет:

.

; (5.4)

где Кчо, Кчр – коэффициенты чувствительности защиты соответственно в основной и резервной зонах.

Согласно ПУЭ, должны выполняться условия:

; (5.6)

Коэффициент чувствительности по (5.4):

, т.е. условие выполняется.

Выберем уставки для защиты от перегрузки:

Согласно (5.11) ток срабатывания:

.

Вычислим согласно (5.3) ток срабатывания реле:

.

Принимаем к уставке на терминале защит Iс.р.у = 1,3 А, с действием на сигнал.

Тогда ток срабатывания на первичной стороне будет:

.

Выберем уставки для максимальной токовой защиты:

Согласно (5.1) ток срабатывания:

.

Данный ток на стороне ВН:

.

По условию согласования с защитой ввода:

.

Выбираем большее значение.

Вычислим согласно (5.3) ток срабатывания реле:

.

Принимаем к уставке на терминале защит Iсру = 4,9 А.

Тогда ток срабатывания на первичной стороне будет:

.

Коэффициент чувствительности в резервной зоне защиты по (5.5):

, условие выполняется.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]