theme wordpress
آموزش های پایه ای برقتابلو برقترانسفورماتور قدرتحفاظت و رلهخطوط انتقال و توزیع

مقدار نامی بهینه مقاومت زمین (NGR) در ولتاژ متوسط در نیروگاه های تولید توان

خلاصه

مقاومت های زمین نصب شده روی سیم خنثی یا نول ( NGRs Neutral grounding resistors) برای محافظت از شکست عایق در تجهیزات الکتریکی خطا دار استفاده می شود. این خطا ها ناشی از ولتاژهای گذرا ای است که بوسیله خطای زمین بر روی سیستم های غیر زمین شده ایجاد می شود. NGR همچنین فشارهای مکانیکی را در مدارها و دستگاه هایی که به صورت کامل زمین شده اند (solidly grounded systems) و جریان های خطا را در زمان خطا عبور می دهند ، کاهش می دهد. به طور گسترده ای در سیستم های قدرت ولتاژ متوسط نیروگاه های تولید برق ، سیستم زمین با  مقاومت کم به وسیله ی NGR استفاده می شود. هدف از این مقاله ارائه روش تعیین اندازه NGR مطلوب و بهینه برای سیستم های ولتاژ متوسط ​​در نیروگاه  های تولید برق می باشد.

مطالب مرتبط:

تفاوتهای بین bounding grounding eathing

تفاوت بین باندیگ، گراندیگ و ارتینگ

اتاق تابلو و کنترل در سوئیچ ها و پست های HV / EHV (ساخت و ساز، طرح و کارکردها)

رآکتور موازی یا شانت (Shunt Reactors) چیست؟ انواع آن، ساختار و کاربرد ها

حفاظت از خطوط هوایی – خطاها و رله های حفاظتی

حفاظت ترانسفورماتور قدرت و خطاهای آن

واحدها و سیستم های حفاظت الکتریکی

۱-مقدمه

برای تعیین مقاومت مطلوب زمین نول یا خنثی (NGR)، باید موارد زیادی را در نظر گرفت. حداکثر جریان خطای زمین مجاز محدود شده توسط مقاومت زمین باید به اندازه کافی بزرگ باشد تا رله حفاظتی زمین (ground fault protection relay) را فعال کند. جریان خطای مجاز باید مطابق با طرح حفاظت و جریان اسمی تجهیزات (ژنراتور یا ترانسفورماتور) تعیین شود. با این حال، بیشتر تحقیقات و مطالب مربوط به طراحی  مقاومت زمین، تنها محدوده تقریبی مقدار NGR را برای زمین کم مقاومت یا سیستم زمین با مقاومت زیاد را نشان می دهد. و تنها استاندارد موجود برای NGR استاندارد IEEE-32 است – که در آن درجه حرارت مجاز و درجه زمان تعریف شده است. روشهای سایزینگ و تایید NGR در هیچ مقاله و یا مطلب دیگری معرفی نشده است. بنابراین، مهندسین طراحی، ساخت و ساز و کار در این زمینه مشکلاتی را با توجه به عدم تطابق مقدار نامی NGR و سیستم حفاظت زمین در هنگام راه اندازی و بهره برداری تجربه کرده اند. در طول این مقاله  یک روش برای تعیین NGR بهینه پیشنهاد شده است و از طریق مطالعه موردی بررسی می شود.

۲-سیستم زمین

زمین کردن (grounding) سیستم قدرت بسیار مهم است، به ویژه به این دلیل که اکثر خطا ها با  زمین درگیر هستند. بنابراین سیستم زمین کردن، تأثیر قابل توجهی در حفاظت از تمام اجزای سیستم قدرت دارد. هدف اصلی زمین کردن به حداقل رساندن پتانسیل های اضافه ولتاژ گذرا احتمالی است تا قوانین محلی، ایالتی و ملی مربوط به الزامات ایمنی کارکنان رعایت گردد و بتوان خطاها را در سیستم سریعا تشخیص داده و از سیستم حذف کرد.

به طور کلی، سیستم زمین کردن براساس تجربه گذشته یا گسترش روش های زمین کردن موجود در تاسیسات الکتریکی انجام می شود. سه نوع سیستم زمین وجود دارد:

 (1) غیر زمین شده (ungrounded)

 (2) زمین کردن با مقاومت یا امپدانس (resistance or impedance)

 (3) زمین کردن بدون مقاومت یا امپدانس (effective or solid grounding)

در عمل هر کدام کاربرد خود را همراه با مزایا و معایب خود دارند. توصیه ها بر اساس شیوه های عمومی و برخی از ترجیحات شخصی است.[۱]

2.1 سیستم های زمین نشده (Ungrounded systems)

یک سیستم زمین نشده، سیستمی است که در آن هیچ ارتباط عمدی میان هادیها و زمین وجود ندارد. با این حال، در هر سیستم، یک اتصال خازنی بین هادی های سیستم و سطوح زمین مجاور وجود دارد. در نتیجه، سیستم زمین نشده در عمل، یک سیستم زمین شده به وسیله ی ظرفیت خازنی توزیع شده در سیستم است. این در شکل 1 نشان داده شده است.[۲و3]

شکل ۱ - سیستم زمین نشده
شکل ۱ – سیستم زمین نشده

ولتاژ و امپدانس نشان داده شده در شکل 2 به شرح زیر است:

VPN: ولتاژ اعمال شده (منبع بی نهایت)

Z1(sys), Z2(sys), Z0(sys): مقادیر معادل امپدانس مثبت، منفی و توالی صفر منبع

ZTX: امپدانس ترانسفورماتور (از آنجا که امپدانس مسیر بازگشت برای ترانسفورماتور ناچیز است، مقادیر امپدانس مثبت، منفی و صفر برای ترانسفورماتور همگی مشابه هستند)

Z1(line), Z2(line), Z0(line): مقادیر امپدانس برای خط بین ترمینال های ثانویه ترانسفورماتور و خطای (فاز به زمین) PG

شکل 2. مدل شبکه توالی (Sequence network model) برای خطای فاز به زمین در یک سیستم غیر زمین نشده.

شکل ۲- مدل توالی شبکه برای خطای فاز به زمین در یک سیستم زمین نشده
شکل ۲- مدل توالی شبکه برای خطای فاز به زمین در یک سیستم زمین نشده

مولفه های توالی مثبت و منفی توالی رکتانس خازنی شانت توزیع شده (XC1 و XC2)، که در شکل 2 نشان داده شده است، در مقایسه با امپدانس سیستم موازی با آنها بسیار زیاد است، و آنها می توانند نادیده گرفته شوند.[4]

از لحاظ ولتاژ اعمال شده و مقادیر امپدانس سیستم داده شده، ولتاژ خطای PG به شرح زیر تعیین می شود: (1)

از آنجا که XC0  خیل بزرگتر از مقادیر امپدانس دیگر سیستم می باشد، معادله 1 تقریبا به صورت زیر ساده می شود: (2)

در نتیجه، جریان خطای PG در یک سیستم زمین نشده بسیار کوچک است و این جریان بسیار کوچک را برای تشخیص خطای زمین به وسیله ی رله ها نمی توان استفاده کرد

2.2 سیستم های زمین شده مستقیم و بدون مقاومت و راکتانس  (Solidly grounded systems)

امپدانس عمدی بین سیستم خنثی و زمین که در  شکل 3 نشان داده شده است وجود ندارد.

(منظور از امپدانس عمدی مقاومت یا راکتانسی است که ما به صورت عمدی در سیستم زمین قرار می دهیم)

شکل 3. اتصال ترانسفورماتور Delta / grounded-wye.

شکل ۳- اتصال ترانسفورماتور Delta grounded-wye
شکل ۳- اتصال ترانسفورماتور Delta grounded-wye

مقادیر ولتاژ و امپدانس نشان داده شده در شکل 4 مشابه آنچه که در ابتدا برای شکل 2 تعریف شده است می باشد. از لحاظ ولتاژ اعمال شده و مقادیر امپدانس سیستم داده شده، مقدار ولتاژ خطای PG سیستم زمین شده ی بدون امپدانس به شرح زیر تعیین می شود:

شکل 4 مدل شبکه توالی برای یک خطای PG در سیستم سیستم زمین شده ی بدون امپدانس را نمایش می دهد.

شکل ۴- مدل شبکه توالی برای یک خطای PG در سیستم زمین شده بدون مقاومت
شکل ۴- مدل شبکه توالی برای یک خطای PG در سیستم زمین شده بدون مقاومت

2.3 زمین کردن با مقاومت

دو دسته گسترده از زمین کردن با مقاومت وجود دارد: مقاومت کم و مقاومت زیاد. در هر دو حالت زمین کردن، مقاومت بین خنثی یا همان نول و زمین در ترانسفورماتور ثانویه متصل شده است، همانطور که در شکل 5 یا در سیم پیچ ژنراتور و زمین ارت نشان داده شده است.

شکل 5. سیستم زمین کردن با مقاومت

شکل ۵- سیستم زمین شده با مقاومت
شکل ۵- سیستم زمین شده با مقاومت

مقادیر ولتاژ و امپدانس نشان داده شده در سیستم زمین کردن با مقاومت همانند آنچه که در ابتدا برای سیستم زمین نشده تعریف شده است می باشد، به غیر از امپدانس زمین خنثیRN در بین نول ترانسفورماتور و زمین وارد شده  است.

از لحاظ ولتاژ اعمال شده و مقادیر امپدانس سیستم داده شده، ولتاژ خطای PG به صورت زیر تعیین می شود: (4)

به طور کلی، امپدانس های دیگر به جز امپدانس خنثی یا نول ناچیز هستند. از آنجایی که امپدانس خنثی در بخش باقی مانده مسیر جریان گردشی توالی صفر است، مقدار امپدانس آن به صورت سه برابر مقدار واقعی آن مدل سازی می شود و XC0  در سیستم زمین کردن با مقاومت کم قابل چشم پوشی می باشد. به همین دلیل، اندازه ی مقدار جریان خطای PG توسط مقدار امپدانس خنثی یا همان نول تعیین می گردد: (5)

دلایل محدود کردن جريان با مقاومت زمين ممکن است يک يا چند مورد زير باشد:

  • برای کاهش اثرات سوختن و ذوب در تجهیزات الکتریکی خطا دار مانند تابلو، ترانسفورماتور، کابل و ماشین های دوار.
  • برای کاهش تنشهای مکانیکی در مدار و دستگاه دارای جریان خطا
  • برای کاهش خطرات شوک الکتریکی به پرسنل ناشی از جریان های سرگردان خطای زمین  در مسیر بازگشت زمین.
  • برای کاهش خطر قوس خطای الکتریکی به پرسنل که ممکن است به طور تصادفی باعث این خطا شده باشند و یا این که به صورت اتفاقی در زمان خطا در نزدیکی محل خطا قرار داشته باشند

زمین کردن با مقاومت بالا معمولا از سطح خطای زمین 10 یا کمتر از ۱۰ آمپر  استفاده می کنند، اگرچه برخی از سیستم های تخصصی در کلاس ولتاژ 15 کیلوولت ممکن است سطوح جریان خطای زمین را بالا ببرند. از سوی دیگر، زمین کردن با مقاومت کم، به طور معمول از سطح جریان خطای زمین حداقل 100 آمپر استفاده می کند، در حالی که جریان در محدوده 400-2000 آمپر معمول تر  است. [5]

۳-سیستم زمین کردن نیروگاه های تولید انرژی هسته ای

در زیر شرح مختصری از سیستم زمین کردن نیروگاه های تولید انرژی هسته ای است و شکل 6 نمودار مفهومی زمین کردن سیستم را نشان می دهد.

شکل 6. سیستم زمین کردن  نیروگاه  تولید انرژی هسته ای.

شکل ۶- زمین کردن سیستم یک نیروگاه برق هسته ای
شکل ۶- زمین کردن سیستم یک نیروگاه برق هسته ای

3.1 ژنراتور اصلی و ترانسفورماتور

ژنراتور اصلی باید همیشه دارای مقاومت بالا زمین باشد و ترانسفورماتور اصلی برای نیروگاه باید همواره در سمت ولتاژ بالا بدون مقاومت و امپدانس (solidly grounded) زمین شده باشد. سمت ولتاژ پایین متصل به ژنراتور همیشه مثلث است. هیچ تجهیزات خاصی برای زمین کردن سمت ولتاژ بالا نیاز نیست.

3.2 ترانسفورماتور کمکی واحد Unit auxiliary transformers

ترانسفورماتورهای کمکی واحد (UAT) متصل به ژنراتور باید همیشه از سمت ولتاژ بالا مثلث متصل باشد. اتصال سمت فشار ضعیف UAT به طور کلی اتصال wye است و باید زمین  وجود داشته باشد. مقاومت زمین مستقيما متصل شده به نول بايد حداقل 10 ثانيه تحمل جریان را داشته باشد.

3.3. ترانسفورماتور کمکی آماده به کار (Standby auxiliary transformers)

در هنگام استفاده از ترانسفورماتورهای کمکی (SAT) در حالت آماده به کار یا همان استندبای ممکن است اتصال wye برای سیم پیچ ولتاژ بالا و سیم پیچ ولتاژ پایین با سیم پیچ سوم اتصال دلتا داشته باشد. برای سمت ولتاژ بالا ، اتصال wye، خنثی باید به طور جامد یا همان بدون مقاومت و راکتانس زمین شود. برای اتصال wye سمت ولتاژ پایین، خنثی یا نول باید مقاومت کمی داشته باشد تا حداکثر 2000 آمپر جریان خطای زمین جریان یابد. مقاومت زمین مستقيما متصل شده به نول بايد حداقل 10 ثانيه تحمل جریان را داشته باشد.

۳.۴. ترانسفورماتور مرکز بار

ترانسفورماتور تغذیه کننده بار ولتاژ پایین باید اتصال delta/wye  و نول آن بدون مقاومت و راکتانس زمین شده باشد ، مگر اینکه به طور خاص توسط مشتری نیاز متفاوت وجود داشته باشد.

3.5 دیزل ژنراتور

اگر در سیستم دیزل ژنراتور وجود داشت، باید دارای مقاومت کم در ولتاژ متوسط ​​باشد و به طور جامد و بدون مقاومت و راکتانس در ولتاژ پایین زمین شود. زمین با مقاومت کم باید حداکثر اجازه ی عبور 1000  آمپر جریان خطا زمین را بدهد. مقاومت زمین مستقيما متصل شده به نول بايد حداقل 10 ثانيه تحمل جریان را داشته باشد.

۴-تعیین مقدار نامی NGR برای شبکه ولتاژ متوسط

برای این مطالعه یک فرآیند طراحی و تایید در شکل 7 توسعه داده شده است. هر عامل موثر بر مقدار نامیNGR ها بررسی و دوباره در روند بررسی می شود تا مناسب بودن مقدار نامی NGR تایید شود. در آخر، مقدار نامی NGR  از طریق بررسی هماهنگی (coordination) رله حفاظت زمین تأیید می شود.

شکل 7. نمودار تعیین NGR و تنظیم رله خطای زمین.

شکل ۷- دیاگرام تعیین مقدار NGR تنظیمات رله ی خطای زمین
شکل ۷- دیاگرام تعیین مقدار NGR تنظیمات رله ی خطای زمین

خازن بین خط و زمین (line-to-ground capacitance) در ارتباط با اجزای سیستم، مقادیر جریان شارژ توالی صفر را تعیین می کند. مقاومت زمین باید اندازه ای باشد تا اطمینان حاصل شود که مقدار محدودیت جریان خطای زمین بیشتر از جریان شارژ خازنی به زمین باشد. در غیر اینصورت، ولتاژ های گذرا می تواند رخ دهد. [6]

علاوه بر این، انتخاب NGR یک کار جامع است که شامل بسیاری از جنبه های سیستم قدرت است که در شکل 7 نشان داده شده است. موارد زیر در هنگام انتخاب NGR به طور عمده در نظر گرفته می شود: [7]

  • جریان شارژ
  • حداکثر جریان خطای مجاز برای شبکه
  • ولتاژ گذرا و سطح عایق تجهیزات
  • مقدار زمان مقاومت در برابر خطا و مقدار افزایش دما
  • حفاظت و هماهنگی خطا در زمین.

4.1 جریان شارژ و سطح جریان خطا

جریان شارژ یک سیستم می تواند با مجموع خازن توالی صفر یا با تعیین راکتانس خازنی تمام کابل و تجهیزات متصل به سیستم محاسبه شود. جریان شارژ سیستم در شرایط عملیاتی نرمال به شرح زیر است: C0 خازن توالی صفر بر حسب μf (microfarad) در هر فاز و kV  ولتاژ خط به خط می باشد (به شکل 8 نگاه کنید):

 راکانس خازنی، اهم در هر فاز،

شکل 8. مسیر جریان خطای زمین در سیستم های زمین کردن  با مقاومت.

شکل ۸- مسیر خطای زمین در یک سیستم زمین شده با مقاومت
شکل ۸- مسیر خطای زمین در یک سیستم زمین شده با مقاومت

جایی که (6)

  • جریان شارژ در 60 هرتز:

 (7)

مقادیر معمول داده های خازنی سیستم از کاتالوگ تولید کننده کابل یا راهنمای طراحی Westinghouse در دسترس است [8]

از سوی دیگر، ترجیح این است که میزان جریان شارژ در سیستم های قدرت موجود برای انتخاب تجهیزات زمین کردن مناسب اندازه گیری شود. در صورت عملیاتی نبودن تمام تجهیزات در طول تست مقادیر اندازه گیری شده باید طوری تنظیم شوند که بیشترین جریان به دست بیاید،. [9]

برای اندازه‌گیری ایمن جریان خازن نقطه خنثی ، اندازه‌گیری از سمت ثانویه شبکه پیشنهاد شده‌است. همچنین روش تزریق فرکانس مختلف برای اندازه گیری جریان خازنی به طور گسترده ای مورد استفاده قرار می گیرد. [10]

در یک سیستم زمین شده با مقاومت، مقاومت باید به اندازه کافی پایین باشد تا بتوان ظرفیت خازنی سیستم را نسبتا سریع تخلیه کرد. سطح جریان خطا معمولا در سیستم های غیر زمین شده 10 آمپر یا کمتر است. سیستم های زمین شده با مقاومت بالا برای رسیدن به معیار

  Rg ≤ Xco/3یا RO ≤ XCO  برای محدود کردن ولتاژ گذرا به علت جرقه ها در خطای زمین طراحی می شوند. که Rg مقاومت زمین کردن  که در سیستم زمین شده  دیده می شود و R0  مقاومت توالی صفر در هر فاز سیستم است. Xco   راکتانس خازنی به زمین در هر فاز است و شامل خازن های تمام کابل ها، سیم پیچ های موتور، سیم پیچ ترانسفورماتور، خازن های ضربه ای یا شانت (surge or shunt capacitors) و سایر تجهیزات متصل به سیستم است.[11]

مجموع جریان خطا مجموع برداری جریان شارژ خازنی و جریان مقاومت است: (8)

بنابراین، اگر IR = 3IC0, then IF = 1.414 IR

جريان خطاي کامل نباید از مقداري که سيستم برای آن طراحی شده است بيشتر باشد. با این حال، در بسیاری از موارد، سیستم ها برای جریان خطای سه فازی است که بسیار بیشتر از جریان خطای تک فاز به زمین یک سیستم زمین شده با مقاومت است طراحی می شوند. [12]

در سیستم زمین کردن با مقاومت کم، رله های حفاظتی تشخیص خطای زمین گاهی اوقات در مشترک (common) یا باقی مانده (residual circuit) ترانسفورماتورهای جریان متصل می شوند. در جایی که تریپ انتخابی (selective tripping) انجام می شود، جریان خطا معمولا ً به اندازه ای برابر با جریان نامی اولیه بزرگ‌ترین ترانسفورماتور جریان محدود می‌شود. این رویه معمولا باعث می شود که حداکثر جریان خطای زمین تقریبا برابر با جریان نامی بار کامل ترانسفورماتور قدرت باشد. توجیح این امر بر اساس مقدار نامی جریان 5A ترانسفورماتور جریان است. با یک رله اضافه جریان که دارای حداقل تنظیم موجود از 0.5 A است، مقاومت زمین انتخاب شده، 10 برابر جریان پیک آپ رله  را در طی یک خطا امپدانس صفر امکان پذیر می سازد. این عملکرد رله را تضمین می کند.

مقادیر جریان استفاده شده از رنج 400 آمپر در سیستم های مدرن با استفاده از سیم پیچ های حساس یا رله زمین با ترانسفورماتور جریان از نوع کوربالانس و تا شاید ۲۰۰۰ آمپر در سیستم های بزرگ تر که از رله ی اضافه جریان خطای زمین به صورت باقیمانده ای یا رزیدوالی وصل شده اند (residually) می باشد[13]

4.2 ولتاژ گذرا و سطح عایق

یک سیستم زمین نشده بدون مسیر هادی عمدی به زمین دارای مسیری برای جابجایی جریانهای متناوب بین هادیهای فاز و زمین از طریق ظرفیت توزیع شده خازنی مدارها به زمین و سیم پیچهای تجهیزات و هر خازنهای ضربه ای (surge capacitors)  یا خازن اصلاح ضریب توان متصل به زمین می باشد. این خازن ها عامل مهمی در تولید ولتاژ گذرا در طول خطای زمین است.

قوسهای ضربه های دوباره (منظور قطع و وصل های بریکر است) پس از وقفه جریان در بریکر یا در خطا می تواند منجر به بروز اضافه ولتاژ های مخرب در سیستم های زمین نشده شود. این پدیده در شکل 9 نشان داده شده است.

شکل 9. اضافه ولتاژ گذرا در یک سیستم زمین نشده.

شکل ۹- اضافه ولتاژ های گذرا در یک سیستم زمین نشده
شکل ۹- اضافه ولتاژ های گذرا در یک سیستم زمین نشده

در سیستم خازنی، جریان نسبت به ولتاژ نزدیک به 90 درجه پیش فاز  می شود. هنگامی که جریان قطع شود و یا قوس در مقدار صفر یا نزدیک آن خاموش شود، ولتاژ در حداکثر مقدار آن یا نزدیک آن است. با باز شدن بریکر یا مدار شکن، این ولتاژ در خازن باقی می ماند و با ثابت زمانی سیستم خازنی کاهش پیدا می کند. در سیستم منبع، همچنان ادامه پیدا می کند که با VS نشان داده شده است. بنابراین، در یک نیمه سیکل، ولتاژ در طول کنتاکت های باز تقریبا دو برابر مقدار پیک عادی است. اگر یک ضربه ی دوباره رخ می دهد (سوئیچ بسته در شکل 9)، ولتاژ پایه  +1 pu سیستم خازنی به ولتاژ سیستم -1 pu شیفت پیدا می شود، اما به دلیل سیستم القایی و اینرسی، احتمال دارد تا حداکثر مقدار −3 pu (overshoot)اورشوت کند. اگر قوس دوباره نزدیک به صفر خاموش  شود (کلید باز) اما ضربه دوباره ایجاد شود (سوئیچ بسته) دوباره، ولتاژ سیستم سعی خواهد کرد به +1 pu شیفت پیدا کند، به همین ترتیب یک اورشوت بعدی (منظور از اورشوت افزایش ناگهانی پیک ولتاژ می باشد) ایجاد می شود، این بار به حداکثر پتانسیل +5 pu پیک تغییر می کند. در عین حال، این سیستم میتواند به −7 pu ادامه پیدا کند، بدون شک، عایق سیستم از بین می رود و موجب خطای بیشتر میشود. بنابراین سیستم های زمین نشده باید با احتیاط مورد استفاده قرار گیرند و در ولتاژ پایین استفاده شوند، در حالی که سطوح عایق سیستم بیشتر باشد.[14]

برای سیستم های زمین شده با مقاومت در 15 کیلو ولت و کمتر، چنین اضافه ولتاژ هایی به طور معمول از نوع جدی نیست اگر مقدار مقاومت در محدوده مرز زیر باشد: R0 ≤ XC0R0 ≥ 2X0. که ، X0  راکتانس توالی صفر است. جريان خطا مربوط به زمين بسيار كمتر از آن است كه به طور معمول براي زمين کردن کم مقاومت استفاده مي شود، اما معيار طراحي زمین مقاومت بالا می باشد. [15]

4.3. تحمل زمانی و افزایش درجه حرارت

به طور معمول، رله حفاظتی طی چند سیکل  عمل می کند. IEEE 32 مقاومت استاندارد را بر اساس زمان تعریف می کند. کمترین میزان 10 ثانیه است، اما به منظور صرفه جویی در مواد / فضا، می تواند کاهش یابد. این مقدار می تواند تا به اندازه 30 یا 60 ثانیه در مورد های خاص و نادر افزایش پیدا کند. با توجه به جریانهای نسبتا زیاد خطا، مقادیر نامی افزایش یافته یا پیوسته تقریبا هرگز در این کاربرد استفاده نمی شوند. ضریب مقاومتی به طور معمول با دمای مواد افزایش می یابد، بنابراین مقاومت NGR در زمان عملکرد افزایش می یابد. با افزایش مقاومت، جریان کاهش می یابد.

بنابراین، زمانی که یک محاسبه تنظیم رله برای زمین انجام  می شود، زمان نامی و مقدار مقاومت نامی مقاومت زمین  باید تایید شود.[16]

4.4 هماهنگی رله خطای زمین(Ground fault relay coordination)

سی تی ها و رله ها باید طوری طراحی شوند که سیستم بر اساس خطای جریان خطای زمین عمل کنند، اما نه در شرایط گذرا مانند راه اندازی موتور های بزرگ.

شکل 10 یک مثال از طرح حفاظت از خطای زمین برای تابلوهای Class 1E 4.16kV است که توسط ترانسفورماتور کمکی واحد (UAT) در یک نیروگاه هسته ای تغذیه می شوند را نمایش میدهد. سیم نول یا خنثی ثانویه UAT با NGR زمین شده  است. در این مثال ، مقدار نامی  NGR 2.15063 Ω می باشد و حداکثر جریان خطا 1200 آمپر است. حداکثر جریان خطا در مقداری برابر با جریان سیم پیچ X در مقدار نامی ONAN تعیین شده است. سیم پیچ های X و Y با استفاده از همان اندازه مقاومت برای راحتی طراحی و تعمیر و نگهداری استفاده می شود.

شکل 10. طرح حفاظت از خطا زمین از class 1E MV سوئیچینگ تغذیه شده از ترانسفورماتور واحد AUX..

شکل ۱۰- طرح حفاظتی سیستم زمین یک کلید خانه کلاس 1E MV تغذیه شده از ترانسفورماتور واحد AUX
شکل ۱۰- طرح حفاظتی سیستم زمین یک کلید خانه کلاس 1E MV تغذیه شده از ترانسفورماتور واحد AUX

شکل 11، منحنی مشخصه زمانی رله حفاظت از زمین را نمایش می دهد که نمایانگر هماهنگی بین رله های بالادست و پایین است. رله اضافه  جریان (51G) روی نول زمین شده  یک ترانسفورماتور متصل شده است و در حداقل مقادیر جریان پیکاپ تنظیم شده است، اما نه کمتر از 10٪ از مقدار نامی NGR و تاخیر زمانی با رله های زمین فیدر پایین انتخاب می شود. بر این اساس حدود 160 A برای تنظیم رله 51G مناسب است تا هماهنگی با رله های فیدر زمین فیدر شاخه 4.16 کیلو ولت SWGR که در 20 A و 120 A تنظیم شده اند انجام شود همانطور که در زیر توضیح داده شده است. رله حفاظت زمین که روی فیدر ورودی سوئیچ ها نصب می شود از نوع باقی مانده (51N) است.

شکل 11. منحنی هماهنگی حفاظت خطای زمین برای تابلو MV.

شکل ۱۱- نمودارهای همانگی حفاظت خطای زمین در یک کلیدخانه MV
شکل ۱۱- نمودارهای همانگی حفاظت خطای زمین در یک کلیدخانه MV

در شکل 11 (a)، رله51N  کلاس 1E 4.16kV SWGR در 120 A برای هماهنگی با رله حفاظت زمین نول زمین ترانسفورماتور 51G تنظیم شده است. در این حالت، مقدار تنظیم رله (51N(R2  تنها 4٪ از جریان نامی CT است (3000 آمپر) و ممکن است باعث عملکرد ناخواسته رله زمین ناشی از خطای CT شود. رله نباید در مقداری کمتر از کلاس دقت از CT تنظیم شود. به طور کلی، دقت حفاظت سی تی ها  IEEE CT 10٪ است.

هماهنگی بین (51G(R1  نولUAT و (51N(R2  فیدر ورودی 4.16 کیلو وات SWGR می تواند قربانی شود. با این حال، هماهنگی بین رله های (51N(R2  و رله های پایین دست (R3 و R4) باید همچنان مانند شکل 11 (b) وجود داشته باشد.

فیدرهای موتوری با رله اضافه جریان  لحظه ای زمین (50G) متصل به یک CT کور بالانس حافظت می شوند. 50G(R4)  برای فیدر موتور در پایینترین حالت تنظیم می شود و مقدار پیکاپ معمول آن 10-20 آمپر است است. در صورت فیدر خروجی برای فیدر فرعی 4.16 کیلوولت Non Class 1E SWGR، رله  51N(R3)  استفاده می شود و باید هماهنگی با رله اضافه جریان زمین بالا و پایین دست انجام شود. (51N(R3 در 120A تنظیم شده است.  120 آمپر 10٪ جریان نامی اولیه CT 1200A است. در نتیجه، رله (51N(R3  به درستی با رله های جریان بالا دست هماهنگ است. بنابراین، شکل 11 (b) هماهنگی بهتر حفاظت نسبت به شکل 11 (a) دارا می باشد.

۵-نتایج و بحث

مقدار نامی NGR در یک سیستم زمین شده با مقاومت باید با توجه به سطح جریان شارژ و سطح خطای زمین، اضافه ولتاژ گذرا و سطح عایق، طول زمان خطا و افزایش درجه حرارت، و هماهنگی رله خطای زمین تصمیم گیری شود که کاملا در بالا توضیح داده شد.

در سیستم زمنین شده با مقاومت بالا، NGR باید به اندازه ای سایز شود  که یک جریان خطای زمین در آن جاری شود که بزرگتر ازجریان شارژ خازنی سیستم باشد و سیستم از اضافه ولتاژ های لحظه ای آسیب نبیند. از سوی دیگر، در سیستم زمین کردن  کم مقاومت، سطح جریان خطای زمین و محدوده ی انتخاب رله های خطا زمین برای تعیین مقدار نامی NGR نسبت به پارامترهای دیگر بسیار مهم تر  است.

در مطالعه موردی، رله خطای زمین (51G) در 13.3٪ (160 آمپر) از مقدار نامی NGR تنظیم شد و از طریق هماهنگی با رله فیدر شاخه ی SWGR 4.16 تریپ انتخابی امکان پذیر شد. بنابراین، مقدار نامیNGR مطابق با الزامات مندرج در بخش های 4.1-4.4 است. CT نول ترانسفورماتور 1200/400 نوع چند نسبت است و CT  400 آمپر برای سیستم مرجع برای حفاظت قابل اطمینان تر ترجیح داده می شود. اگر مقدار نامی NGR بیشتر از 1200 آمپر باشد، جریان خطای زمین بزرگتر در مدار غیر قابل اجتناب است. با این حال، اگر مقدار نامی NGR کوچکتر از 1200 آمپر باشد، هماهنگی بین رله های پایین دست 51N دشوار است یا تشخیص خطا در خطای زمین امپدانس بالا غیر حساس است.

۶-نتیجه گیری

معمولا اهمیت مقدار نامی NGR نادیده گرفته می شود زیرا NGR در مرحله اول پروژه با ترانسفورماتور قدرت که تجهیزات مدرن طولانی است سفارش داده شده است. در نتیجه، در بسیاری از موارد، مقدار نامی NGR نصب شده مناسب برای تنظیم و هماهنگی رله حفاظت از خطای زمین نیست. در نتیجه، منجر به نا هماهنگی سیستم حفاظت خطای زمین می شود. روش تعیین مقدار بهینه NGR و روش تایید آن در این مقاله به طراحی سیستم های حفاظت زمین قابل اعتماد و ایمن برای نیروگاه  های برق کمک خواهد کرد. علاوه بر این، همانطور که طراحی سیستم قدرت پیشرفت می کند و داده ها در دسترس قرار می گیرند، سیستم زمین و طراحی NGR باید در صورت لزوم بررسی و مجددا مورد ارزیابی قرار گیرد تا اطمینان حاصل شود که سیستم در معیارهای تعیین شده و حاشیه طراحی انجام شده قرار گرفته است. این ارزیابی دوباره زمانی که ترانسفورماتور با پیشنهاد NGR ارزیابی می شود تا بررسی شود که آیا مقادیر نامی پیشنهاد شده توسط سازنده قابل قبول است یا نه. یک ارزیابی نهایی داده های NGR و اطلاعات مربوط به رله های حفاظت از زمین در دسترس  نیاز می باشد،

مطالب مرتبط:

نگه داری ترانسفورماتور

تست بانک خارنی

نگه داری بانک های خازنی

حفاظت ساختمان در مقابل صاعقه

منابع :

1-[1Blackburn J. Lewis, Domin Thomas J. Protective relaying principles and applications. CRC Press Taylor & FrancisGroup, NW, 2007, p.221.  ]

2,3-[2,3Johnson Gerald, Schroeder Mark, Dalke Gerald. A review of system grounding methods. Proceedings of the Protective Relay Engineers 61st Annual Conference; 2008.
Post GloverTM, Ground fault protection technical guide, converting ungrounded systems to high resistance grounding. 2013;2–6. ]

4-Johnson Gerald, Schroeder Mark, Dalke Gerald. A review of system grounding methods. Proceedings of the Protective Relay Engineers 61st Annual Conference; 2008. 

5-.[ IEEE Std 141-1993. IEEE recommended practice for electric power distribution for industrial plants, pp. 366–367.
IEEE Std 142-1991. IEEE recommended practice for grounding of industrial and commercial power systems, pp. 2–6. ]

6-.[3Post GloverTM, Ground fault protection technical guide, converting ungrounded systems to high resistance grounding. 2013;2–6.  ]

7-:[7,8Izadfar Hamid R, Farsad MR, Davood Andavari, Shokri S.Design and calculation of 66 kV neutral grounding resistor for main transformers in Bandar Imam Petrochemical Complex (BIPC) power station located in south west of Iran. Electrical Machines and Systems, ICEMS 2005. Proceedings of the Eighth International Conference, 2005, September 27–29, pp. 2349–2353.
Siming Hua, Hua Zhang, Feng Qian, Chunjie Chen, Meixia Zhang. The research on neutral grounding scheme of Fengxian 35 kV and 10 kV power grid, Energy and Power Engineering. 2013;5:898. ]

8-[9Westinghouse. System neutral grounding and ground fault protection. Publication PRSC-4B-1979, Westinghouse, 1979, pp. 6–10.  ] and the GE Data Book.[10General Electric Co. GE industrial power systems data book. Schenectady, NY: General Electric; 1964.  ]

9-.[3Post GloverTM, Ground fault protection technical guide, converting ungrounded systems to high resistance grounding. 2013;2–6.  ]

10-.[8Siming Hua, Hua Zhang, Feng Qian, Chunjie Chen, Meixia Zhang. The research on neutral grounding scheme of Fengxian 35 kV and 10 kV power grid, Energy and Power Engineering. 2013;5:898.  ]

11-.[5,11IEEE Std 142-1991. IEEE recommended practice for grounding of industrial and commercial power systems, pp. 2–6.
IEEE Std 666™-2007. IEEE design guide for electric power service systems for generating stations, pp. 159–160. ]

12-.[12GloverTM Post. Grounding for electrical power systems (low resistance and high resistance design). IEEE Baton Rouge. 2012 May;8:11–16.  ]

13-.[4IEEE Std 141-1993. IEEE recommended practice for electric power distribution for industrial plants, pp. 366–367.  ]

14-.[4IEEE Std 141-1993. IEEE recommended practice for electric power distribution for industrial plants, pp. 366–367.  ]

15-.[5IEEE Std 142-1991. IEEE recommended practice for grounding of industrial and commercial power systems, pp. 2–6.  ]

16-.[12GloverTM Post. Grounding for electrical power systems (low resistance and high resistance design). IEEE Baton Rouge. 2012 May;8:11–16.  ]

محسن ترابی

مهندس برق قدرت، فوق لیسانس برق قدرت از دانشگاه سراسری یزد، موسس ماه صنعت، متخصص در ژنراتور، دیزل، طراحی و ساخت موتورهای الکتریکی، سنکرون و سیستم های حفاظت الکتریکی به خصوص حفاظت ژنراتور. دارای گواهی ثبت اختراع ساخت موتور PMSM‌ معکوس گرد. هدف از ایجاد این وبسایت و مقالات آن آموزش در راستای توسعه ی صنعت برق کشور عزیزمان ایران می باشد و سعی می کنم مقالات کاربردی در راستای این هدف در وبسایت انتشار بدهم

نوشته های مشابه

دیدگاهتان را بنویسید

نشانی ایمیل شما منتشر نخواهد شد. بخش‌های موردنیاز علامت‌گذاری شده‌اند *

بستن
بستن