Развитие Щекинской ГРЭС и её системы собственных нужд

Рис.5.8.Изменение частоты на генераторах Тульской области при КЗ 0,5с на линии от блочного трансформатора Т1 к шинам 220 кВ

На рис. 5.9 показывается изменение напряжения на шинах 220кВ и напряжение на обмотке возбудения двух генераторов Щекинской ГРЭС. Как видно из графика на шинах 220 кВ при кз происходит провал напряжения до 2 кВ и резкий рост после отключения кз, с дальнейшем качанием напряжения от номинального до 50% от номинального. Напряжение на обмотке возбудения двух генераторов Щекинской ГРЭС увеличение до предельного значения во время кз.

Рис.5.9.Изменение напряжения шинах 220кВ и обмотке возбудения двух генераторов Щекинской ГРЭС при КЗ 0,5с на линии от блочного трансформатора Т1 к шинам 220 кВ

Изменения напряжения на обмотке возбудения остается на уровне его предельного значения.

График изменения напряжения на шинах 6 кВ собственных нужд показан на рис. 5.10. При возникновение кз блок №1 отключается, а питание собственных нужд переходит от резервного трансформатора Т-120В. В первый момент кз напряжение на шинах 6кВ понижается до 1,7кВ. После отключения кз и перехода на резервный трансформатор происходит восстановление напряжения на КРУ, но так как напряжение на шинах ОРУ колеблется и переходит на собственные нужды. Во время посадки напряжения возникает

Рис.5.10.Изменение напряжения шинах 6кВ собственных нужд Щекинской ГРЭС при КЗ 0,5с на линии от блочного трансформатора Т1 к шинам 220 кВ

Рис.5.11. Изменение скольжения на двигателях собственных нужд при КЗ 0,5с на линии от блочного трансформатора Т1 к шинам 220 кВ

торможение двигателя связанное с увеличением скольжения двигателей собственных нужд и которая снижается после включения резервного трансформатора рис. 5.11. Скольжение также заметно меняется, изменения связаны с возникшим асинхронным ходом на генираторах.

6. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД БЛОКА

6.1 Релейная защита рабочего трансформатора собственных нужд

6.1.1 Основные виды защит [37]

На рабочем трансформаторе собственных нужд блока установлены следующие виды защит:

дифференциальная защита;

газовая защита;

дистанционная защита;

защита от перегрузки на каждом рабочем вводе 6 кВ;

УРОВ (устройство резервирования отказа выключателя) - 6 кВ.

Дифференциальная защита является основной быстродействующей защитой трансформатора и работает при междуфазных КЗ на участке от вводов 15,75 кВ трансформатора до выключателей вводов рабочего питания секций 6 кВ. Выключатели вводов не входят в зону действия дифзащиты. Через блинкер и накладку дифзащита действует на отключение блока. Для реализации функций дифференциальной токовой защиты трансформатора используется терминал «Сириус-Т3».

Газовая защита работает при внутренних повреждениях трансформатора или утечки масла. Отключающий элемент действует через блинкер и накладку на отключение блока. Возможен перевод действия отключающего элемента на сигнал. Сигнальный элемент газовой защиты осуществляет сигнализацию на БЩУ о появлении о появлении газа в трансформаторе через блинкер.

Защита от перегрузки на каждом вводе рабочего питания 6 кВ с выдержкой времени осуществляет сигнализацию на БЩУ о появлении перегрузки трансформатора и соответствующей секции 6 кВ.

Дистанционная защита предназначена для резервирования основных защит и для защиты от внешних КЗ. Устанавливается на каждой из расщеплённых обмоток 6 кВ и на стороне высшего напряжения трансформатора.

Дифференциальная токовая защита трансформатора имеет две ступени [38]:

- Грубая ступень (ДЗТ-1) в виде так называемой дифференциальной отсечки предназначена для действия при больших кратностях тока КЗ в переходных режимах, сопровождающихся сильным насыщением трансформатора тока.

- Чувствительная ступень (ДЗТ-2) с торможением при внешних КЗ и с блокировкой по току второй гармоники при бросках тока намагничивания трансформатора.

Определение первичных и вторичных токов для всех сторон защищаемого трансформатора, что тоже является уставкой, приведено в табл.6.1.

Обоснование выбора уставок грубой ступени (ДЗТ-1) приведено в табл.6.2. Расчет уставок дифференциальной отсечки (ДЗТ-1) сведен в табл.6.3.

Обоснование выбора уставок чувствительной ступени (ДЗТ-2) дифференциальной защиты приведено в табл.6.4. Расчет уставок дифференциальной защиты (ДЗТ-2) сведен в табл.6.5.

Таблица 6.1. Определение первичных и вторичных токов для всех сторон защищаемого трансформатора

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение для стороны
		15,75 кВ	6 кВ
Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, соответствующий его номинальной мощности, А	=
Коэффициент трансформации трансформатора тока	KI	4000/5	1500/5
Вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатора, А
Принятые значения	Iном	1	5

Таблица 6.2. Обоснование выбора уставок грубой ступени дифференциальной защиты (ДЗТ-1)

Обозначение величины	Задаваемые функции (цель выбора)	Общее расчетное условие	Расчетное выражение	Значения коэффициентов
Iдиф/Iном	Несрабатывание при внешних КЗ	1. Отстройка от тока небаланса при внешнем КЗ	Iдиф/Iном? КотсКнб(1) Iкз вн.макс *	Котс=1,2 Кнб(1)=0,7

Примечание к табл.6.2:

IКЗ ВНЕШ. МАКС* - отношение тока внешнего расчетного КЗ к номинальному току трансформатора IКЗ ВНЕШ. МАКС*= IКЗ ВНЕШ. МАКС /IНОМ. ВН.

Кнб(1) -отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитуде периодической составляющей тока внешнего КЗ.

Таблица 6.3. Расчет уставок дифференциальной отсечки (ДЗТ-1)

Обозначение величины	Сторона трансфор-матора	Место и вид КЗ	Значение тока КЗ	Iкз вн.макс*	Расчет	Принятое значение
Iдиф/ Iном	НН	K(3)2	102000 A	6	1,2•0,7•13,9= =11,679	12

Таблица 6.4. Обоснование выбора уставок чувствительной ступени ДЗТ-2

Обозначение величины	Задаваемые функции (цель выбора)	Общее расчетное условие	Расчетное выражение	Значения коэффициентов
Iд1/ Iном	Несрабатывание в режимах без КЗ	Отстройка от максимального тока небаланса при отсутствии торможения	Принимается 0,3
КТОРМ	Несрабатывание при внешних КЗ в области малых значений тормозного тока	Обеспечение требуемого наклона тормозной характеристики	КТОРМ? 100 IДИФ/IТОРМ = = 100Ч Котс Красч. / Ксн.т	Котс =1,3 Кпер =2 Кодн =1
Iт2/ Iном	Срабатывание при витковых КЗ в условиях наличиях торможения	Отстройка по тормозному току от токов нормального режима с учетом длительных и кратковременных перегрузок	Принимается 1,5 - 2
Iдг2/ Iдг1	Несрабатывание в режимах без КЗ	Надежная блокировка защиты по амплитуде тока 2-ой гармоники при броске тока намагничивания	Принимается 12 - 15

Таблица 6.5. Расчет уставок дифференциальной защиты (ДЗТ-2)

Уставка	Обозначение	Расчетное выражение	Расчет	Принятое значение
Базовая уставка ступени	Iд1/Iном	-	-	0,3
Дифференциальный ток	IДИФ	IДИФ = Котс (Кпер Кодн е + + ДUРПН +Дf доб) Iскв	1,3Ч(2,0Ч1Ч0,1+0,16+ +0,04)ЧIскв=1,3Ч0,4ЧIскв	0,52ЧIскв
Коэффициент снижения тормозного тока	Ксн.т.	Ксн.т. =	Ксн.т. =	0,77
Уставка	Обозначение	Расчетное выражение	Расчет	Принятое значение
Коэффициент торможения	КТОРМ	КТОРМ? 100 IДИФ/IТОРМ = = 100Ч Котс (Кпер Кодн е + + ДUРПН +Дf доб) / Ксн.т	100Ч0,52 / 0,77	75
Первая точка излома тормозной характеристики	Iт1/Iном	Iт1/Iном= = (Iд1/Iном)Ч100/ Кторм	0,3Ч100 /75	0,4
Вторая точка излома тормозной характеристики	Iт2/Iном	-	-	1,5
Уставка блокировки от второй гармоники	Iдг2/Iдг1	-	-	0,15
Первичный ток срабатывания защиты при отсутствии торможения	Iс.з	Iс.з.= IномЧ(Iд1/Iном)	1231,8Ч0,3	369,5

Рис. 6.1. Тормозная характеристика чувствительной ступени ДЗТ-2.

Уставка сигнализации небаланса в плечах дифференциальной защиты (ДЗТ-3) по току выбирается меньше, чем минимальная уставка чувствительной ступени ДЗТ-2 (Iд1/Iном), а уставка по времени порядка нескольких секунд, что позволяет выявлять неисправности в токовых цепях дифференциальной защиты.

Iд/Iном = 0,1; T,с = 10.

6.1.2 Расчёт дистанционной защиты на стороне НН 6 кВ трансформатора собственных нужд

Дистанционная защита выполняется с использованием блок-реле БРЭ 2801. Исходные данные для расчёта представим в виде табл. 6.6 и 6.7.

Таблица 6.6. Параметры рабочего трансформатора ТРДН - 35000/15

Тип	Sн.т., кВ*А	Каталожные данные	Расчётные данные
		Uном. обмоток, кВ	Uк, %	ДРк, кВт	ДРх, кВт	Iх, %	Rт, Ом	Хт, Ом	ДQх, квар
		ВН	НН
ТРДН-32000/15	32000	15,75	6,3-6,3	12,2	145	29	0,6	0,035	0,946	192

Таблица 6.7.Двигатели на напряжение 6 кВ участвующие в самозапуске

Наименование двигателя	Iном, А	Кпуск
ПЭН-1А	165,45	6
КЭН-1Б	18,98	5,8
ЦЭН-1А-2ск	104,77	4,5
ДК-1А	407,55	6
ДВ-1А-2ск.	107,08	5,2
ДС-1А-1ск	151,60	5,5

Находим сумму пусковых токов электродвигателей:

?Iпуск = 165*6 + 18,98*5,8 + 104.77*4,5 + 407,55*6 + 107,08*5,2 + 151,6*5,5 = 5,4 кА.

Первичное сопротивление срабатывания дистанционной защиты отстраивается от сопротивления полностью заторможенных электродвигателей, участвующих в самозапуске.

Zс.з ? (6.1.)

где Котс = 0,85; Кв = 1,1.

Zсамоз.мин = Хдв = (6.2.)

Zсамоз.мин = Хдв = = 0,64 Ом

Zс.з ? = 0,495 Ом

Определяем время срабатывания дистанционной защиты [39] на стороне 6 кВ.

Для обеспечения не срабатывания при внешних КЗ время срабатывания защиты со стороны НН отстраивается от времени срабатывания защит смежных элементов (двигателей, ТСН 6/0,4 кВ, магистралей резервного питания).

tс.з ? tс.з.см.эл + Дt (6.3.)

где Дt=0,3 - 0,5 с.

Так как смежные элементы собственных нужд оснащены быстродействующими защитами (дифференциальными токовыми отсечками), принимаем tс.з.см.эл=0,1 с.

tс.з = 0,1 + 0,5 = 0,6 с.

Уставка на реле сопротивления определится по выражению:

Zср = Zс.з* (6.4.)

где Кi - коэффициент трансформации трансформатора тока;

Кu - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

Zср = 0,495 * = 2,36 Ом.

Определяем коэффициент чувствительности:

Кч = (6.5.)

где - минимальный ток 10-% точности реле сопротивления.

(6.6.)

= 276,05 А

Кч = = 1,44

Выдержка времени защиты составляет 0,3 с при применении реле времени типа РВ-0,1.

Зона надёжного резервирования (с Кч=1,2):

Zдист = (6.7.)

Zдист = = 0,34 Ом.

6.1.3 Расчёт дистанционной защиты на стороне ВН 15,75 кВ ТСН

Дистанционная защита выполняется с использованием блок-реле БРЭ 2801. Защита подключается к трансформаторам тока, встроенным в трансформатор, и трансформаторам напряжения, подключённым к расщеплённой обмотке 6 кВ.

Сопротивление срабатывания защита на стороне ВН 15,75 кВ принимается равным половине минимального сопротивления срабатывания защиты на стороне НН 6 кВ трансформатора:

Zс.з = = 0,248 Ом

Сопротивление срабатывания для стороны ВН:

Zср = Zс.з* (6.8.)

где nт - коэффициент трансформации трансформатора СН;

Кi - коэффициент трансформации ТТ стороны ВН 15,75 кВ трансформатора;

Кu - коэффициент трансформации ТН.

Zср = 0,248* = 7,812 Ом

Выдержка времени защиты принимается на сиупень больше, чем выдержка времени защиты на стороне 6 кВ:

tс.зВН ? tс.зНН + Дt (6.9.)

tс.зВН ? 0,6 + 0,5 = 1,1 с.

6.1.4 Расчёт максимальной токовой защиты от перегрузок

Защита выполняется с использованием только одной фазы и размещается со стороны расщеплённой обмотки НН ТСН.

МТЗ от перегрузки действует с выдержкой времени на сигнал. В защите используется специальное реле времени, обладающее термической устойчивостью при длительном нахождении под напряжением.

Таблица 6.8. Обоснование выбора уставок МТЗ от перегрузок

Величина	Задаваемые функции	Общее расчётное условие
Iсз	Несрабатывание в длительных режимах без перегрузки	Возврат реле тока при номинальном токе после отключения внешнего КЗ
tсз	Несрабатывание при кратковременных перегрузках, обусловленных КЗ	Отстройка от времени срабатывания МТЗ на стороне ВН ТСН

Первичный ток срабатывания МТЗ выбирается из условия возврата реле тока после отключения внешнего КЗ или исчезновения перегрузки при токе, равном номинальному току защищаемой обмотки трансформатора:

Iсз = (6.10.)

где Котс - коэффициент отстройки, равный 1,05;

Кв - коэффициент возврата реле тока, равный 0,8.

Iсз = = 1924,5 А

Время срабатывания МТЗ выбираеися из условия согласования с максимальной выдержкой времени МТЗ от внешних КЗ на стороне ВН трансформатора:

tсз = tсзМТЗ ВН + Дt = 1,1 + 0,5 = 1,6 с.

Практически с запасом принимается tсз = 9 с.

В защите используется реле времени ЭВ-133.

Определим ток срабатывания реле:

Iср = Iсз* (6.11.)

где КсхII - коэффициент схемы, учитывающий схему соединения ТТ;

КiII - коэффициент трансформации ТТ.

Iср = 1924,5 * = 6,42 А

Принимаем к установке реле РТ 40/10.

6.2 Релейная защита трансформаторов собственных нужд 6/04 кВ

Максимальная токовая защита действует [37] на отключение вакуумного выключателя и вводов 0,4 кВ с выдержкой времени.

Токовая отсечка действует на отключение вакуумного выключателя и вводов 0,4 кВ без выдержки времени.

Защита от перегрузки действует на сигнал с выдержкой времени.

Пуск УРОВ - 6 кВ секции, к которой подключён трансформатор, действует с фактом срабатывания выходного реле защит трансформатора и наличием тока с выдержкой времени на отключение рабочего или резервного ввода секции 6 кВ с запретом АВР.

Максимальная токовая защита рабочего или резервного ввода от много фазных и однофазных КЗ на шинах 0,4 кВ действует на отключение вводов 0,4 кВ с выдержкой времени. МТЗ и защита от однофазных КЗ рабочего ввода действует с запретом АВР секций.

Защита от однофазных КЗ на землю в нейтрали трансформатора действует на отключение вакуумного выключателя и вводов 0,4 кВ с выдержкой времени.

Пуск УРОВ - 6 кВ секции, к которой подключён трансформатор, действует при однофазном КЗ на стороне 0,4 кВ с фактом срабатывания выходного реле защит трансформатора и наличием тока в нейтрали трансформатора с выдержкой времени на отключение рабочего или резервного ввода секции 6 кВ с запретом АВР.

Защита минимального напряжения на стороне 0,4 кВ (только для рабочих трансформаторов) действует на отключение вводов рабочего питания при наличии напряжения на резервном трансформаторе с выдержкой времени.

6.3 Релейная защита электродвигателей собственных нужд

6.3.1 Релейная защита двигателе 6 кВ

Токовая отсечка нашла наибольшее применение для защиты электродвигателей от междуфазных КЗ в обмотках и на выводах электродвигателей. Она представляет собой максимальную токовую защиту без выдержки времени, действующую на отключение электродвигателя от сети только в случае возникновения в нём междуфазных КЗ. Это достигается условием выбора тока срабатывания токовой отсечки, который должен быть больше пускового тока электродвигателя во избежание его отключения от защиты при включении в сеть. В зону действия токовой отсечки электродвигателя входит также и силовой кабель, соединяющие его с выключателем, так как ТТ устанавливаются в ячейке КРУ.

Токовая отсечка выполняется либо с помощью одного реле тока, включённого на разность токов двух фаз, либо с помощью двух реле тока, включённых на фазные токи. Однорелейная схеме применяется для электродвигателей мощностью до 2000 кВт. Для электродвигателей мощностью от 2000 до 5000 кВт, а также для электродвигателей меньшей мощности в случае недостаточной чувствительности однорелейной схемы применяется двухрелейная схема. Такая схема образуется при соединении вторичных обмоток ТТ в неполную звезду. При двухрелейной схеме токовой отсечки в нормальном режиме в каждом реле тока протекает ток нагрузки электродвигателя, а при пуске и самозапуске - его пусковой ток. При однорелейной схеме в указанных режимах в реле тока проходит ток в раз больше, чем при двухрелейной схеме. Поэтому ток срабатывания токовой отсечки при однорелейной схеме выбирается в раз больше, чем при двух релейной схеме.

Дифференциальная защита по сравнению с токовой отсечкой обладает значительно большей чувствительностью к повреждениям в электродвигателе, так как по принципу своего действия она не реагирует на токи в электродвигателе в нормальном режиме работы или при пуске и самозапуске. Поэтому ток срабатывания дифференциальной защиты не должен отстраивается от этих токов, что позволяет выбрать его меньшим, чем у токовой отсечки. Дифференциальная защита устанавливается на электродвигатели мощностью 5000 кВт и более, так как для них из-за больших пусковых токов токовая отсечка была бы грубой и не действовала при междуфазных КЗ в витках обмотки статора удалённых от выводов.

Дифференциальная защита применяется и для электродвигателей менее 5000 кВт, если токовая отсечка в двухрелейном исполнении не обеспечивает необходимой чувствительности к КЗ на выводах электродвигателя. Для дифференциальной защиты на электродвигателе необходимо, чтобы у него были выведены все шесть концов обмотки статора как в нулевых, так и во внешних проводах.

С обеих сторон электродвигателя установлены ТТ: 1ТТ - в шкафу КРУ 6 кВ и 2ТТ - в нулевом выводе электродвигателя. Эти ТТ выбираются однотипными с одинаковыми коэффициентами трансформации. Их вторичные обмотки соединяются последовательно, и параллельно к ним подключается реле тока Т. В нормальном режиме, при пуске и самозапуске электродвигателя, а так же при КЗ в питающей сети, когда электродвигатель посылает ток в место повреждения в начальный момент времени КЗ, через оба ТТ проходят одинаковые вторичные токи. Поэтому в реле Т, включённом на разность этих токов, тока не будет, кртме незначительного тока небаланса. При КЗ на выводах или в обмотках электродвигателя ток повреждения проходит от источника питания собственных нужд через 1ТТ и полностью попадает в реле, что приводит к его срабатыванию.

Защита от однофазных замыканий на землю применяется для электродвигателей 6 кВ в зависимости от их мощности и тока замыкания на землю в питающей сети. Она выполняется в виде токовой защиты нулевой последовательности, которая представляет собой МТЗ, содержащую одно реле тока РТЗ-50, включённое на ТТ нулевой последовательности ТЗЛМ. Защита срабатывает от токов нулевой последовательности, появляющихся при замыкании на землю

Защита от перегрузки устанавливается на электродвигателях собственных нужд, которые могут подвергаться длительным перегрузкам по разным причинам (дымосос, дутьевой вентилятор). Защита от перегрузки выполняется как обычная максимальная токовая защита, поскольку должна реагировать на ток электродвигателя. Для защиты достаточно использовать одно реле тока с включением его на фазный ток или на разность токов двух фаз, так как перегрузка, как правило, является симметричным режимом и следовательно, она имеет место во всех фазах.

Защита минимального напряжения электродвигателей собственных нужд предназначена доля автоматического отключения неответственных электродвигателей при снижении напряжения на шинах собственных нужд до 70 % и ниже номинального значения с целью обеспечения успешного самозапуска ответственных электродвигателей.

6.3.2 Релейная защита электродвигателей 0,4 кВ

Защита от перегрузок с выдержкой времени, действующая на отключение электродвигателя.

Защита от однофазных замыканий на землю без выдержки времени действует на отключение электродвигателя.

Защита минимального напряжения, действующая на отключение пускателя.

МТЗ с выдержкой времени действует на отключение электродвигателя.

Защита нулевой последовательности от замыканий на землю, действующая на отключение электродвигателя.

В разделе релейной защиты дипломного проекта были рассмотрены защиты установленные на собственных нуждах. Рассчитаны основная и резервная защита рабочего трансформатора собственных нужд. Основная дифференциальной токовой защиты трансформатора используется терминал «Сириус-Т3» Первичный ток срабатывания защиты при отсутствии торможения 369,5А. Резервная дистанционная защита выполняется с использованием блок-реле БРЭ 2801, Уставка на реле сопротивления 2,36 Ом.

Рассмотрены защиты установленные на трансформаторах 6/0,4 кВ: максимальная токовая защита, токовая отсечка, защита от перегрузки действует на сигнал с выдержкой времени.

Электродвигателей защищаются токовой отсечкой, дифференциальной защитой, защитой от однофазных замыканий на землю, защитой от перегрузки устанавливаемой на электродвигателях собственных нужд.

7. ДИАГНОСТИКА СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ НА ЩГРЭС

Для диагностики оборудования на ЩГРЭС существует на участке РЗАИ группа испытаний. Это группа занимается профилактическими испытанием главного оборудования. При испытаниях они руководствуются «ОБЪЕМ И НОРМЫ ИСПЫТАНИЙ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ».

Рассмотрим основные испытания генераторов [35]:

1. Испытание изоляции обмотки статора повышенным выпрямленным напряжением с измерением тока утечки

Для испытания обмоток статоров впервые вводимых в эксплуатацию генераторов зависимость испытательного выпрямленного напряжения, кВ, от номинального напряжения генераторов, кВ: Свыше 6,6 до 20 включительно 1,28*2Uном+3

Для генераторов, находящихся в эксплуатации, испытательное выпрямленное напряжение принимается равным 1,6 испытательного напряжения промышленной частоты, но не выше напряжения, которым испытывался генератор при вводе в эксплуатацию. Для межремонтных испытаний испытательное выпрямленное напряжение выбирается по указанию главного инженера. Рекомендуется, чтобы снижение испытательного напряжения, если оно предусмотрено, было не более чем на 0,5Uном по сравнению со значением, принятым при последнем капитальном ремонте. При оценке результатов токи утечки не нормируются, но по характеру зависимости их от испытательного напряжения, асимметрии токов по фазам или ветвям и характеру изменения токов утечки в течение одноминутной выдержки судят о степени увлажнения изоляции и наличии дефектов.

Токи утечки для построения кривых зависимости их от напряжения должны измеряться не менее, чем при пяти равных ступенях напряжения. На каждой ступени напряжение выдерживается в течение 1 мин, при этом отсчет токов утечки производится через 15 и 60 с. Ступени должны быть близкими к 0,5Uном. Резкое возрастание тока утечки, непропорциональное росту приложенного напряжения, особенно на последних ступенях напряжения является признаком местного дефекта изоляции, если оно происходит при испытании одной фазы обмотки, или признаком увлажнения, если оно происходит при испытании каждой фазы.

Коэффициент нелинейности не учитывается тогда, когда токи утечки на всех ступенях напряжения не превосходят 50 мкА. Рост тока утечки во время одноминутной выдержки изоляции под напряжением на одной из ступеней является признаком дефекта (включая увлажнение изоляции) и в том случае, когда токи не превышают 50 мкА. Во избежание местных перегревов изоляции токами утечки выдержка напряжения на очередной ступени допускается лишь в том случае, если токи утечки не превышают значений, указанных ниже:

Кратность испытательного напряжения по отношению к Uном	0,5	1,0	1,5 и выше
Ток утечки, мкА	250	500	1000

2. Снятие характеристики трехфазного короткого замыкания (КЗ)

Отклонение характеристики КЗ, снятой при испытании, от исходной должно находиться в пределах допустимых погрешностей измерений.

Если отклонение снятой характеристики превышает пределы, определяемые допустимой погрешностью измерения, и характеристика располагается ниже исходной, это свидетельствует о наличии витковых замыканий в обмотке ротора.

Характеристика непосредственно генератора снимается у машин, работающих на шины генераторного напряжения, после монтажа и после каждого капитального ремонта, а у генераторов, работающих в блоке с трансформатором, - после ремонта со сменой обмотки статора или ротора.

3. Снятие характеристики холостого хода (XX)

Характеристика снимается при убывающем токе возбуждения, начиная с наибольшего тока, соответствующего напряжению 1,3 номинального для турбогенераторов и синхронных компенсаторов и 1,5 номинального для гидрогенераторов. Допускается снимать характеристику XX турбо- и гидрогенераторов, начиная от номинального тока возбуждения при пониженной частоте вращения генератора при условии, что напряжение на обмотке статора будет не более 1,3 номинального. У синхронных компенсаторов разрешается снимать характеристику XX на выбеге. У генераторов, работающих в блоке с трансформаторами, снимается характеристика XX блока, при этом генератор возбуждается до 1,15 номинального напряжения (ограничивается трансформаторами).

В эксплуатации характеристика XX собственно генератора, работающего в блоке с трансформатором, снимается после капитального ремонта со сменой обмотки статора или ротора.

Отклонения значений снятой характеристики XX от исходной и различия в значениях линейных напряжений должны находиться в пределах точности измерений.

4. Измерение вибрации

Вибрация (размах вибросмещений, двойная амплитуда колебаний) узлов генераторов и их электромашинных возбудителей при работе с номинальной частотой вращения не должна превышать значений, указанных в нормах.

Эксплуатационное состояние обмотки статора генераторов и систем ее крепления, а также сердечника статора оцениваются по результатам осмотров при текущих и капитальных ремонтах. При обнаружении дефектов, обусловленных механическим взаимодействием элементов, как правило, проводятся измерения вибрации лобовых частей обмотки и сердечника.

Рассмотрим основные испытания трансформаторов [36]:

Хроматографический анализ газов, растворенных в масле.

Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, а также блочных трансформаторов собственных нужд.

Состояние трансформаторов оценивается путем сопоставления измеренных данных с граничными значениями концентрации газов в масле и по скорости роста концентрации газов в масле.

Оценка состояния трансформаторов и определение характера возможных дефектов производятся в соответствии с рекомендациями Методических указаний по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в трансформаторном масле (РД 34.46.302-89).

Хроматографический контроль должен осуществляться в следующие сроки:

- трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью менее 60 МВ·А и блочные трансформаторы собственных нужд - через 6 мес. после включения и далее не реже 1 раза в 6 мес.;

- трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью 60 МВ·А и более, а также все трансформаторы 220-500 кВ в течение первых 3 сут, через 1, 3 и 6 мес. после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.;

2. Измерение сопротивления изоляции обмоток

Сопротивление изоляции обмоток измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В.

Сопротивление изоляции каждой обмотки вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенное к температуре испытаний, при которой определялись исходные значения, должно быть не менее 50% исходных значений.

3. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tgd) изоляции обмоток

Измерения производятся у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше.

Значения tgd изоляции обмоток вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенные к температуре испытаний, при которой определялись исходные значения, с учетом влияния tgd масла не должны отличаться от исходных значений в сторону ухудшения более чем на 50%.

Измеренные значения tgd изоляции при температуре изоляции 20°С и выше, не превышающие 1%, считаются удовлетворительными и их сравнение с исходными данными не требуется.

При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации tgd изоляции измеряется по схемам, применяемым на заводе-изготовителе, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН - корпус, ВН - НН) с подсоединением вывода "экран" измерительного места к свободным обмоткам или баку. В процессе эксплуатации допустимо ограничиваться только измерениями по зонам изоляции.

Результаты измерений tgd изоляции обмоток в процессе эксплуатации, включая динамику их изменения, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний.

Измерение tgd обмоток должно производиться при температуре изоляции не ниже:

10°С - у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно;

20°С - у трансформаторов напряжением 220-750 кВ.

4. Испытание изоляции обмоток вместе с вводами

Испытание изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов при вводе их в эксплуатацию и капитальных ремонтах без смены обмоток и изоляции не обязательно. Испытание изоляции сухих трансформаторов обязательно.

При капитальном ремонте с полной сменой обмоток и изоляции испытание повышенным напряжением обязательно для всех типов трансформаторов. Значение испытательного напряжения равно заводскому. При капитальном ремонте с частичной сменой изоляции или при реконструкции трансформатора значение испытательного напряжения равно 0,9 заводского.

Продолжительность приложения испытательного напряжения составляет 1 мин.

5. Проверка коэффициента трансформации

Проверка производится при всех положениях переключателей ответвлений. Коэффициент трансформации, измеренный при вводе трансформатора в эксплуатацию, не должен отличаться более чем на 2% от значений, измеренных на соответствующих ответвлениях других фаз, и от исходных значений, а измеренный при капитальном ремонте, не должен отличаться более чем на 2% от коэффициента трансформации, рассчитанного по напряжениям ответвлений.

6. Измерение потерь холостого хода

Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВ·А и более при напряжении, подводимом к обмотке низшего напряжения, равном указанному в протоколе заводских испытаний (паспорте). Измерения потерь холостого хода трансформаторов мощностью до 1000 кВЧА производятся после капитального ремонта с полной или частичной расшихтовкой магнитопровода. У трехфазных трансформаторов потери холостого хода измеряются при однофазном возбуждении по схемам, применяемым на заводе-изготовителе.

У трехфазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию и при капитальном ремонте соотношение потерь на разных фазах не должно отличаться от соотношений, приведенных в протоколе заводских испытаний (паспорте), более чем на 5%.

У однофазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию отличие измеренных значений потерь от исходных не должно превышать 10%.

Измерения в процессе эксплуатации производятся по решению технического руководителя предприятия исходя из результатов хроматографического анализа растворенных в масле газов. Отличие измеренных значений от исходных данных не должно превышать 30%.

7. Измерение сопротивления короткого замыкания (Zк) трансформатора

Измерение производится у трансформаторов 125 MB·А и более.

Для трансформаторов с устройством регулирования напряжения под нагрузкой Zк измеряется на основном и обоих крайних ответвлениях.

Значения Zк при вводе трансформатора в эксплуатацию не должны превышать значения, определенного по напряжению КЗ (Uк) трансформатора, на основном ответвлении более чем на 5%.

Значения Zк при измерениях в процессе эксплуатации и при капитальном ремонте не должны превышать исходные более чем на 3%. У трехфазных трансформаторов дополнительно нормируется различие значений Zк по фазам на основном и крайних ответвлениях. Оно не должно превышать 3%.

В процессе эксплуатации измерения Zк производятся после воздействия на трансформатор тока КЗ, превышающего 70% расчетного значения, а также в объеме комплексных испытаний.

8. Тепловизионная диагностика электрооборудования позволяет обнаружить дефекты различного характера.

Рис.8.1 Тепловизионная диагностика электрооборудования

Для выявления дефектов КРУ используют:

Измерение сопротивления изоляции

Измерение сопротивления изоляции элементов из органических материалов. Измерения производятся мегаомметром на напряжение 2500 В.

Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей. Измерение производится мегаомметром на напряжение 500-1000 В.

2. Испытание повышенным напряжением частоты 50 Гц

Испытание изоляции первичных цепей ячеек. Испытательное напряжение устанавливается согласно норм испытания. Продолжительность приложения испытательного напряжения для фарфоровой изоляции 1 мин.

Если изоляция ячеек содержит элементы из твердых органических материалов, продолжительность приложения испытательного напряжения составляет 5 мин.

Все выдвижные элементы с выключателями устанавливаются в рабочее положение, включают выключатели; выдвижные элементы с разрядниками, силовыми и измерительными трансформаторами выкатываются в контрольное положение. Испытание повышенным напряжением производится до присоединения силовых кабелей.

3. Проверка качества выполнения соединений шин и экранов

Проверка качества выполнения соединений шин токопроводов должна производиться в соответствии с требованиями инструкции завода-изготовителя.

Проверка качества сварных соединений при монтаже токопроводов должна выполняться в соответствии с инструкцией по сварке алюминия или, при наличии соответствующей установки, методом рентгено- или гаммаскопии, или способом, рекомендованным заводом-изготовителем.

Швы сварных соединений шин и экранов должны отвечать следующим требованиям:

- не допускаются трещины, прожоги, незаваренные кратеры и непровары, составляющие более 10% длины шва при глубине более 15% толщины свариваемого металла;

- суммарное значение непровара, подрезов, газовых пор, окисных и вольфрамовых включений сварных шин и экранов из алюминия и его сплавов в каждом рассматриваемом сечении должно быть не более 15% толщины свариваемого металла. В эксплуатации состояние сварных контактных соединений определяется визуально. Контроль осуществляется при капитальном ремонте генераторов или КРУ.

8. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

Вопросы техники безопасности [34] в отношении энерготехнических сооружений охватывают не только проблемы пожарной безопасности и защиты от поражения электрическим током, но и проблему обеспечения безопасности при запуске и самозапуске оборудования. Безопасность работы, связанной с компьютерным управлением электроэнергетических устройств, существенно зависит от способа монтажа цепей управления, а также от способа выполнения функциональных, охранных и рабочих систем заземления. Опасность, связанную с поражением электрическим током, нельзя рассматривать обособленно, без учёта других видов опасности, присутствующих в зоне работ.

Работы в электроустановках в отношении требований безопасности подразделяются на выполняемые: со снятием напряжения; под напряжением; без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением считается работа, при которой исключено случайное приближение работающих и используемых ими инструментов к токоведущим частям на расстояние менее допустимого расстояния до токоведущих частей, находящихся под напряжением.

При работе в электроустановке под напряжением запрещается прикасаться к изолирующим элементам электроустановки, находящейся под напряжением, без применения электрозащитных средств. При чем применение основных электрозащитных средств, не соответствующего напряжения электроустановки не допускается. Работающим следует помнить, что после исчезновения напряжения на электроустановке оно может быть подано вновь без предупреждения.

Работать в согнутом положении в электроустановках запрещено, если при выпрямлении расстояние до токоведущих частей будет менее допустимого расстояния (табл. 1) до токоведущих частей, находящихся под напряжением. Приближение к токоведущим частям менее допустимого может вызвать пробой изоляции и возникновение дуги, это приведет поражению работника. При работе около неогражденных токоведущих частей в электроустановках работающему запрещается располагаться так, чтобы эти части находились сзади или с обеих боковых сторон.

Таблица 8.1. ДОПУСТИМОЕ РАССТОЯНИЕ ДО ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ, НАХОДЯЩИХСЯ ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ

Напряжение, кВ	Расстояние от людей и применяемых ими инструментов и приспособлений, от временных ограждений, м	Расстояние от механизмов и фузоподъемных машин в рабочем и транспортном положении, от строп, грузозахватных приспособлений и фузов, м
До1:
- на ВЛ	0,6	1,0 1,0
- при выполнении работ на	0,35
ВЛ под напряжением
- в остальных электроус	Не нормируется (без при	1,0
тановках	косновения)
3-35	0,6	1,0
110	1,0	1,5
220	2,0	2,5
330	2,5	3,5
750	5,0	6,0 |

В электроустановках напряжением ниже 1000 В при работе под напряжением необходимо: оградить расположенные вблизи рабочего места другие токоведущие части, находящиеся под напряжением, к которым возможно случайное прикосновение; работать стоя на электроизолирующем резиновом коврике; применять ручной электроизолирующий инструмент.

Электроустановки до 1кВ:

Распределительные устройства имеет четкие надписи, указывающие назначение отдельных цепей, панелей, аппаратов. Надписи должны выполняться с двух сторон также на задней стороне устройства. Распределительные устройства, как правило, должны иметь мнемосхему. Это необходимо для предотвращения ошибочных действий персонала при проведении работ. Ошибка при нахождении нужного оборудование может привести к отключению оборудования находящегося в работе, повреждению дорогостоящего оборудования и поражению электрическим током работника.

Относящиеся к цепям различных напряжений части РУ должны быть выполнены и размещены так, чтобы была обеспечена возможность их четкого распознавания. На трансформаторах собственных нужд 6/0,4кВ кабель и шины 6кВ и 0,4кВ находятся по разные стороны трансформатора. Для облегчения осмотра и проведения работ на них.

Выбор проводов, шин, аппаратов, приборов и конструкций должен производиться как по нормальным условиям работы (соответствие рабочему напряжению и току, классу точности и т.п.), так и по условиям работы при коротком замыкании (термические и динамические воздействия, коммутационная способность).

Аппараты следует располагать так, чтобы возникающие в них при эксплуатации электрические дуги не могли причинить вреда обслуживающему персоналу, воспламенить или повредить окружающие предметы, вызвать КЗ или замыкание на землю. Для этого на автоматических выключателях и контакторах заводом изготовителем предусмотрена дугагасительная камера, которая при отключении разделяет дугу на несколько частей.

Предусмотрена возможность снятия напряжения с каждого автоматического выключателя на время его ремонта или демонтажа. Для этой цели установлены рубильники.

Рубильники, предназначенные лишь для снятия напряжения, устанавливатся открыто, они недоступны для неквалифицированного персонала. Также рубильник используют для создания видимого разрыва при проведении ремонтных работ на оборудовании. На нижний губки рубильника при работах на оборудовании устанавливается изолированная прокладка, для предотвращения ошибочной подачи напряжения к месту работ.

На приводах коммутационных аппаратов четко указаны положения «включено», «отключено».

Установленные аппараты на РУ установлены от 400 до 2000 мм от уровня пола. Аппараты ручного оперативного управления (переключатели, кнопки) располагать на высоте не 1500 мм от уровня пола.

Открытые токоведущие части, имеют изоляционное покрытие, между ними и открытыми проводящими частями обеспечены расстояния не менее 20 мм по поверхности изоляции и не менее 12 мм по воздуху. В пределах панелей, щитов и шкафов, установленных в сухих помещениях, изолированные провода с изоляцией, на напряжение не ниже 660 В, прокладываться по металлическим, защищенным от коррозии поверхностям вплотную один к другому.

В электропомещениях проходы обслуживания, находящиеся с лицевой и с задней стороны щита, они соответствовать следующим требованиям:

ширина проходов в свету 0,8 м, высота проходов в свету 1,9 м. Ширина прохода обеспечивает удобное обслуживание установки и перемещение оборудования. Проходы для обслуживания щитов, длине щита более 7 м, имеет два выхода. Выходы из прохода с монтажной стороны щита выполнены в щитовое помещение. Двери из помещений РУ открываються в сторону других помещений, и наружу с установленным самозапирающиемся замком, отпираемые без ключа с внутренней стороны помещения. Ширина дверей 0,75 м, высота не менее 1,9 м.

Для обеспечения безопасного проведения работ, на панелях в помещении находятся специальные щиты из гетинакса, для закрытия соседних панелей находящихся в работе.

Электроустановки выше 1 кВ:

Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции, изоляционные и другие расстояния выбраны и установлены таким образом, чтобы:

вызываемые нормальными условиями работы электроустановки усилия, нагрев, электрическая дуга или иные сопутствующие ее работе явления (искрение и т.п.) не могли причинить вред обслуживающему персоналу, а также привести к повреждению оборудования и возникновению короткого замыкания (КЗ) или замыканию на землю; Все токоведущие части КРУ 6кВ закрыты ячейками КРУ, а отверстия для ремонта шин и изоляторов КРУ закрыты на замок и находятся у дежурного персонала (и выдается по наряду допуску во время ремонтов) что не позволит проникновению персонала. Все токопроводящие части под напряжением в ячейках выключателей после отключения закрываются шторками вывешивается замок на них для предотвращения их открытия. В рабочем положении выключатели закрываются дверцей. В релейном отсеке основное внимание при проведение работ необходимо обращать внимание на токовые цепи, которые нельзя разкорачивать (это может привести к появлению высокого напряжения на токовых цепях). Для правильного проведения работ в токовых цепях используют специальные закоротки, с проверкой провального протекания тока.

Использовании разъединителей при их наружной и внутренней установке при отключения и включения токов холостого хода силовых трансформаторов, зарядных токов воздушных линий электропередачи и систем шин необходимо выполняют следующие требования:

- разъединителями и отделителями напряжением 110--500 кВ независимо от климатических условий и степени промышленного загрязнения атмосферы при их наружной установке допускается отключать и включать ток холостого хода силовых трансформаторов и зарядные токи воздушных линий, систем шин и присоединений, которые не превышают допустимые значений

- разъединителями напряжением 110, 220 кВ при их внутренней установке со стандартными расстояниями между осями полюсов соответственно 2; 3,5 м допускается отключать и включать токи зарядные токи присоединений не более 1,5 А;

- у разъединителей, установленных горизонтально, прокладываются полого во избежание переброски на них дуги. Угол между горизонталью и прямой, соединяющей точку подвеса спуска и линейный зажим полюса, не более 65°.

- для обеспечения безопасности персонала и защиты его от светового и теплового воздействия дуги над ручными приводами отделителей и разъединителей устанавлены козырьки из негорючего материала.

- при снятом напряжении с какой-либо цепи относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции могли подвергаться безопасному техническому обслуживанию и ремонту без нарушения нормальной работы соседних цепей;

Выбранные аппараты, провода и изоляторы по условиям к.з.

Конструкции, на которых установлены электрооборудование, аппараты, токоведущие части и изоляторы, выдерживают нагрузки от их веса, тяжения, коммутационных операций, воздействия ветра, гололеда и КЗ.

Ошиновку РУ выполнена из сталеалюминиевых проводов, шин из профилей алюминия электротехнического назначения.

При этом, когда деформации ошиновки, вызываемые изменениями температуры, могут вызывать опасные механические напряжения в проводах или изоляторах, предусмотрены меры, исключающие возникновение таких напряжений.

Конструкция жесткой ошиновки предусматривает устройства для гашения вибрации шин, для предотвращения передачи механических усилий на контактные выводы аппаратов и опорные изоляторы от температурных деформаций.

При работе на ОРУ 110 и 220кВ на тока ведущих частях необходимо чтобы были выполнены следующие мероприятия: 1. Отключена электрическая установка на которой будет проводится работа со всех сторон от куда может подано напряжение, на ключи управления вывешены запрещающие плакаты (не включать работают люди), ключи автоматического включения АПВ выведены в положение отключено, и вывешен на них также запрещающий плакат. Ото необходимо для чтобы ошибочно не подать на место работы. В не которых случаях снимается оперативный и солеродный так управления установки. 2. Должен быть видимый разрыв на подстанциях 110 и 220 кВ выполняется разъединителями. 3. Установлено заземление. Заземление необходимо для снятия наведенного напряжения от соседних присоединений находящихся в работе. Запрещается прикасаться к отключенным, но не заземленным токоведущим частям без средств защиты. Также должны быть заземлены приспособления и оснастка, которые в процессе работы могут оказаться изолированными от земли. 4. Зона проведения работ ограждается, чтобы не допустить расширения рабочего места, и на место проведения работ вывешивается плакат работать здесь.

При работе на ОРУ следует помнить о допустимых расстояниях до токоведущих частей табл. 1, а касается не только рабочих, но механизмов (например, кранов, и погромщиков). Машины и механизмы на пневмоколесном ходу, находящиеся в зоне влияния электрического поля, должны быть заземлены. При их передвижении в этой зоне для снятия наведенного потенциала следует применять металлическую цепь, присоединенную к шасси или кузову и касающуюся земли.

При эксплуатации газомасляной системы генераторов необходимо предупреждать образование взрывоопасной газовой смеси, не допуская: содержания кислорода в водороде в корпусе генератора более 1,2 процента, содержания водорода в токопроводах генератора более 1 процента, а в картерах подшипников более 2 процентов. Запрещается работать с огнем непосредственно на корпусах оборудования, трубопроводах, заполненных водородом.

Нельзя допускать образование взрывоопасной смеси водорода с кислородом или воздухом. Чистота водорода должна быть не ниже 98,5 процента, а кислорода -- не ниже 98 процентов.

Работа на электродвигателе в движение механизме связана с прикосновением работающих к токоведущим или вращающимся частям, то электродвигатель должен быть отключен с выполнением правил технических мероприятий, предотвращающих его ошибочное включение. При этом у двухскоростного электродвигателя должны быть отключены и разобраны обе цепи питания обмоток статора. Выключатель 6кВ должен быть отключен, снять оперативный ток управления, выключатель выкачен в ремонтное положение, включены заземляющие ножи. Если работы проводятся на сомом двигателе можно устанавливать заземление на кабеле питания.

Порядок включения электродвигателя для опробования должен содержать следующие операции: бригаду ремонтного персонала удаляется с места работы (для предотвращения попадания работника под вращающиеся части механизма или попадание под напряжение), оперативный персонал снимает установленные заземления, плакаты безопасности, выполняет сборку схемы. После опробования при необходимости продолжения работы на электродвигателе оперативный персонал вновь подготавливает рабочее место и бригада по наряду повторно допускается к работе на электродвигателе.

Для работы на трансформаторе собственных нужд и ячейках рабочего питания необходимо произвести технические мероприятия по безопасности жизни работников. Перед работой оформляется наряд на производство работ. Пример наряда показан в приложении 5.

8.1 Рассчитать заземлитель подстанции 220/110/15.75 кВ [33]

Исходные данные:

1. подстанция, имеет трансформатор 220/15,75 кВ и два трансформатора 220/110/13,8кВ с эффективно заземленной нейтралью со стороны 220, 110 кВ, для питания собственных нужд имеется трансформатор 6/0,4 кВ с глухозаземленной нейтралью со стороны низшего напряжения, распределительные устройства 220, 110 кВ открытого типа, 15,75, 6 кВ -- закрытого.

территория подстанции занимает площадь S = 11180 мІ;

заземлитель предполагается выполнить из горизонтальных полосовых электродов сечением 4 х 40 мм и вертикальных стержневых электродов длиной в = 5 м, диаметром d = 12 мм; глубина заложения электродов в землю t = 0,8 м;

расчетные удельные сопротивления верхнего и нижнего слоев земли с1 =230 Ом*м, с2 = 80 Ом*м; мощность верхнего слоя земли h1 = 2,8 м;

в качестве естественного заземлителя предполагается использовать систему трос --опоры пяти подходящих к подстанции воздушных линий электропередачи 220 кВ на металлических опорах с длиной пролета 250 м; каждая линия имеет один стальной грозозащитный трос сечением s = 50 ммІ; расчетное (с учетом сезонных колебаний) сопротивление заземления одной опоры rоп = 12 Ом; число опор с тросом на каждой линии больше 20; данные измерений сопротивления системы трос -- опоры отсутствуют;

расчетный ток замыкания на землю на стороне 220 кВ составляет 7,21 кА

Решение. Сопротивление заземлителя растеканию тока R3 согласно требованиям ПУЭ должно быть не более 0,5 Ом .

Сопротивление естественного заземлителя для двух линий Re определяем

(8.1.)

Требуемое сопротивление искусственного заземлителя RK получим с учетом того, что R3 = 0,5 Ом и Re = 1,5 Ом:

 (8.2.)

Составляем предварительную схему заземлителя и наносим ее на план подстанции, приняв контурный (распределенный) тип заземлителя, т. е. в виде сетки из горизонтальных полосовых и вертикальных стержневых (длиной Lв = 5 м) электродов. По предварительной схеме определяем суммарную длину горизонтальных и количество вертикальных электродов. Lr = 1500 м; п = 32 шт.

Составляем расчетную модель заземлителя в виде квадратной сетки площадью S = 11180 м2. Длина одной стороны ее будет = 105 м (рис. 1).

Рис. 8.1. Расчетную модель заземлителя

Количество ячеек по одной стороне модели:

Принимаем m =6.

Уточняем суммарную длину горизонтальных электродов: = 2(6 + 1)*105=1470 м

Длина стороны ячейки в модели: b = 105/6 = 17,5 м.

Расстояние между вертикальными электродами: а = 4* 105/32 = 13,1 м

Суммарная длина вертикальных электродов: 32*5 = 160 м.

Относительная глубина погружения в землю вертикальных электродов:

(5 + 0,8)/160 = 0,0363.

Относительная длина: (2,8 - 0,8)/5 = 0,4.

Расчетное эквивалентное удельное сопротивление грунта сэ. Предварительно находим значения с1/ с2 и к:

с1/ с2 = 230/80 = 2,87

Поскольку 1< с1/ с2 <10, значение к находим:

Теперь определяем с э:

Находим значение Р:

Следовательно, Рэ = 80*1,17 =93,6 Ом* м.

Вычисляем расчетное сопротивление R рассматриваемого искусственного заземлителя. Предварительно находим коэффициент А, поскольку 0<tотн<0,1:

А = 0,444 - 0,84tотн = 0,444 - 0,84 * 0,0363 = 0,415.

Тогда Ом (8.3.)

Это значение R практически совпадает с требующимся сопротивлением искусственного заземлителя (0,75 Ом); некоторая разница допустима, тем более что в данном случае она повышает условия безопасности.

Общее сопротивление заземлителя подстанции (с учетом сопротивления естественного заземлителя)

(8.4.)

Определяем потенциал заземляющего устройства в аварийный период

Этот потенциал допустим, так как он меньше 10 кВ.

Таким образом, искусственный заземлитель подстанции должен быть выполнен из горизонтальных пересекающихся полосовых электродов сечением 4 х 40 мм общей длиной не менее 1470 м и вертикальных стержневых в количестве не менее 32 шт. диаметром 12 мм, длиной по 5 м, размещенных по периметру заземлителя по возможности равномерно, т. е. на одинаковом расстоянии один от другого; глубина погружения электродов в землю 0,8 м. При этих условиях сопротивление R искусственного заземлителя в самое неблагоприятное время года не будет превышать 0,427 Ом, а сопротивление заземлителя подстанции в целом т. е. общее сопротивление искусственного и естественного заземлителей, будет не более 0,5 Ом.