Содержание
- Общая часть
- Исходные данные
- Расчет уставок токовой отсечки (ТО)
- Расчет уставок максимальной токовой защиты (МТЗ)
- Расчет уставок защиты от перегрузки
- Расчет уставок выполненный в программе Excel.
- Список литературы
1. Общая часть
Чтобы у Вас меньше возникало вопросов, перед началом рассмотрения данного расчета уставок для понижающего трансформатора 10/0,4 рекомендую, сначала ознакомится с книгами, приведенными в содержании: «Список литературы».
И еще не большое отступление, если Вы используете другой тип защиты отличающейся от того что используется в данном примере, то все расчетные коэффициенты, можно посмотреть в [Л1] и [Л3].
И так перейдем, теперь непосредственно к самому расчету уставок.
В данном примере, нужно выполнить расчет уставок релейной защиты для понижающего сухого трансформатора cлитой изоляцией 10/0,4 кВ, типа TS-400 (компании TESAR) мощностью 400 кВА, питание осуществляется кабелем АПвЭВнг – 3х95 мм2 от ячейки №3 типа КСО-011, длина линии составляет 300 м. Однолинейная схема подстанции 10 кВ представлена на рис.1.
Рис.1 – Однолинейная схема подстанции 10 кВ
Для защиты трансформатора типа TS-400 применяется устройство релейной защиты и автоматики современного микропроцессорного многофункционального устройства типа SEPAM 1000+ серии S40 (компании Schneider Electric). Данное устройство обеспечивает, следующие виды защит:
- токовая отсечка (ТО)– реализована с помощью первой ступени МТЗ терминала SEPAM S40 код ANSI 50/51, (ТО реализована согласно ПУЭ 7-ое издание, раздел 3.2.54 пункт 2);
- максимально токовая защита (МТЗ) – реализована с помощью второй ступени МТЗ терминала SEPAM S40 код ANSI 50/51, (МТЗ реализована согласно ПУЭ 7-ое издание, раздел 3.2.60);
- защита от перегрузки (ЗП) – реализована с помощью одной из ступеней МТЗ терминала SEPAM S40 код ANSI 50/51; (ЗП реализована согласно ПУЭ 7-ое издание, раздел 3.2.69);
- защита от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ) – код ANSI 50N/51N (ОЗЗ реализована согласно ПУЭ 7-ое издание, раздел 3.2.51)
- газовая защита для данного трансформатора не предусматривалась.
Более подробно, выбор защит для трансформаторов согласно ПУЭ рассмотрен в статье: Перечень защит для силовых трансформаторов мощностью менее 4 МВА
2. Исходные данные
- Мощность трансформатора: Sном.=400 кВА;
- Схема соединения обмоток трансформатора 10/0,4 – Δ/Yн;
- Ток 3х фазного КЗ на шинах 10 кВ в минимальном режиме: Iк.з.min=11,47 кА;
- Напряжение: Uном.=10 кВ;
- Напряжение короткого замыкания для двухобмоточного тр-ра типа TS-400: Uк%=4%; (выбирается из каталожных данных Завода-изготовителя)
- Длина линии: L=300 м;
- Кабель – АПвЭВнг – 3х95 мм2;
- Коэффициент трансформации трансформаторов тока nт =100/5;
- Вторичные обмотки трансформаторов тока выполнены по схеме «полная звезда»;
- Тип защиты – SEPAM 1000+ серии S40.
3. Расчет уставок токовой отсечки (ТО)
Чтобы токовая отсечка срабатывала селективно, нужно отстраивать ее от токов КЗ за трансформатором, то есть на стороне 0,4 кВ. Также нужно обеспечить, чтобы токовая отсечка не срабатывала во время бросков токов намагничивания, которые возникают при включении под напряжение ненагруженного трансформатора, которые могут превышать в 3-5 раз номинальный ток силового трансформатора [Л2, с.8, Л3, с.41]. Однако если мы отстраиваемся от токов КЗ на стороне 0,4 кВ, то, как правило, обеспечивается несрабатывание ТО при бросках токов намагничивания.
Уставка срабатывания ТО, должна выбираться больше от тока 3-х фазного КЗ на стороне 0,4 кВ. Зона действия токовой отсечки охватывает: питающий кабель 10 кВ от ячейки 10 кВ до силового тр-ра и часть обмоток трансформатора.
Для начала мы должны рассчитать ток 3-х фазного КЗ на стороне 0,4 кВ, для этого, рассчитаем сопротивления всех элементов защищаемой линии в нашем случае – это КЛ-10 №2.
Составляем расчетную схему защищаемой линии.
Рис.2 – Расчетная схема
Исходя из расчетной схемы, составляем схему замещения.
Рис.3 – Схема замещения
Расчет ведется в именованных единицах. Активные сопротивления элементов схемы замещения не учитываются. Если длина кабеля не большая, то сопротивление для данного кабеля, можно не учитывать.
3.1 Определяем сопротивление системы:
где:
Uc=10,5 кВ — напряжение среднее (для расчета токов КЗ, принимается в соответствии с таблицей 1-1 [Л1] страница 5);
3.2 Определяем сопротивление кабеля:
Хк=1/n* Худ.*L=1/1*0,121*0,3=0,0363 Ом;
где:
- Худ.=0,121 Ом/км – удельное сопротивление кабеля АПвЭВнг – 3х95 мм2 (выбирается из каталожных данных Завода-изготовителя);
- n – количество ниток в кабеле;
- L – длина защищаемой линии, км;
Как мы видим из расчета, величина сопротивления кабеля, не значительная и можно было сопротивление кабеля не учитывать при расчете токов КЗ.
3.3 Определяем сопротивление двухобмоточного трансформатора, приведенное к ВН:
3.4 Рассчитав все сопротивления со схемы замещения, определяем суммарное сопротивление:
ХΣ=Хс+Хк+Хтр-ра=0,53+0,0363+11,025=11,59Ом
3.5 Определяем ток трех фазного КЗ, когда возникает повреждение за трансформатором, приведенное к ВН:
3.6 Определяем первичный ток срабатывания защиты:
где:
Kотс — коэффициент отстройки, для SEPAM равен 1,1–1,15, согласно рекомендаций Schneider Electric.
3.7 Определяем бросок тока намагничивания трансформатора:
Ic.з2=Котс.*Iном.*Кбр.=1,1*23,12*5=127,16 А;
где:
Kбр = 3-5 коэффициент броска тока намагничивания, принимается kбр=5, согласно рекомендаций Schneider Electric.
За расчетный ток принимаем наибольший ток срабатывания защиты Iс.з.1=575,37 > Iс.з.2=127,16. Принимаем – 575,37 А.
3.8 Определяем вторичный ток срабатывания реле:
где:
- Ксх.= 1 – когда вторичные обмотки трансформаторов тока, выполнены по схеме «полная звезда»;
- nт =100/5 — коэффициент трансформации трансформаторов тока.
3.9 Определяем коэффициент чувствительности защиты для случая 2х фазного КЗ, для схемы трех релейного исполнения. Если же у Вас защита выполнена для двух релейной схемы, то нужно еще умножить на 0,5, соответственно чувствительность защиты уменьшится в 2 раза по сравнению со схемой трех релейного исполнения.
Как мы видим Кч, соответствует требованиям ПУЭ (раздел 3.2.21 пункт 8) должен быть > 2.
3.10 Выбираем время срабатывания токовой отсечки:
В данном случае, токовая отсечка будет срабатывать мгновенно, без выдержки времени, то есть t=0 сек.
4. Расчет уставок максимальной токовой защиты (МТЗ)
Максимальная токовая защита должна отстраиваться от максимального возможного рабочего тока, с учетом того что возможен самозапуск электродвигателей 0,4 кВ.
4.1 Определяем максимальный рабочий ток:
где:
Kз=1,1 – фактически трансформатор загружен на 55%, поэтому принимаем 1,1.
4.2 Определяем первичный ток срабатывания защиты:
где:
- Kн.- коэффициент надежности, для терминалов SEPAM принимается 1,1;
- Kв.- коэффициент возврата, для терминалов SEPAM принимается 0,935;
- Kсзп.- коэффициент самозапуска электродвигателей обобщенной нагрузки; если двигателя не оборудованы устройством самозапуска, применяется 1,2÷1,3;
4.3 Выполним отстройку от защиты ввода на стороне 0,4 кВ, при этом должно выполнятся условие:
Iс.з>Кн*Iс.з.пред=1,2*27=32,4 А < 38,8 A (условие выполняется);
где:
- Кн=1,2-1,3 – коэффициент надежности;
- Iс.з.пред. = 27 А (взято из таблицы уставок, предоставленных Заказчиком) – ток срабатывания ввода на стороне 0,4 кВ, который нужно привести к стороне в/н.
Как мы видим условие отстройки от защит 0,4 кВ выполняется.
4.4 Определяем вторичный ток срабатывания реле:
где:
- Ксх.= 1 берется по аналогии из расчета ТО;
- nт =100/5;
Коэффициент чувствительности нужно проверять при наименее благоприятных условий. В данном примере для трансформатора со схемой соединения обмоток ∆/Y-11, наименее благоприятным условием является однофазное КЗ на землю на стороне 0,4 кВ.
Однофазный ток КЗ на стороне 0,4 кВ практически равен трехфазному току КЗ, Iк.з.(1) ~ Iк.з.НН(3), это связано с тем, что у этих трансформаторов полные сопротивления прямой и нулевой последовательности практически равны.
Более подробно вопрос о проверки чувствительности МТЗ для трансформатора со схемами соединения обмоток звезда-звезда и треугольник-звезда с выведенной нейтралью на стороне 0,4 кВ (Y/Y-0 и ∆/Y-11) рассмотрен в статье: «Примеры расчета коэффициента чувствительности МТЗ трансформатора».
Формулы по определению расчетных токов в реле максимальных токовых защит на стороне 6(10) кВ при однофазных КЗ на стороне 0,4 кВ трансформаторов Y/Y-0 и ∆/Y-11 представлены в таблице 2-3 [Л3. с.165].
4.5 Ток в реле при однофазном КЗ за трансформатором определяем по формуле приведенной в таблице 2-3 [Л3. с.165]:
4.6 Определяем коэффициент чувствительности при однофазном КЗ за трансформатором по формуле 1-4 [Л1. с.19] для полной звезды с тремя реле:
Согласно ПУЭ 7-издание пункт 3.2.21 коэффициент чувствительности МТЗ должен быть > 1,5 в основной зоне защиты.
4.7 Выбираем время срабатывания МТЗ:
Чтобы МТЗ работала селективно, нужно отстраиваться от времени срабатывания предыдущих защит, в данном случае это вводной автомат на стороне 0,4 кВ, где время его срабатывания tсз.пред.= 0,3 сек.
По рекомендациям на терминалы SEPAM, применяется временная ступень селективности ∆t=0,3 сек.
В результате время срабатывания МТЗ определяется по формуле:
tср = tсз.пред.+ ∆t = 0,3+0,3 = 0,6 сек
5. Расчет уставок защиты от перегрузки
Из-за того что, фактически трансформатор загружен на 55%, перегрузка трансформатора возможна, только на 10% от номинальной мощности.
5.1 Определяем первичный ток срабатывания защиты от перегрузки:
где:
- Kотс – коэффициент отстройки, принимается — 1,1;
- Kв- коэффициент возврата, для терминалов SEPAM принимается 0,935.
5.2 Определяем вторичный ток срабатывания реле:
где:
Kсх.= 1 и nт =100/5 – берутся по аналогии из предыдущих расчетов.
В связи с тем, что данная подстанция с постоянным дежурным персоналом, выполняем данную защиту с действием на сигнал, уставку по времени принимаем – 9 сек. В случае если бы подстанция была бы без постоянного персонала, разрешается выполнять данную защиту на отключение. В любом случае, данные решения, лучше согласовывать с Заказчиком.
Результаты расчетов, заносим в таблицу 1.
Таблица 1
| Наименование присоединения |
Наименование вида защиты | Тип реле защиты | Уставки по току, А | Уставки по времени, сек |
|---|---|---|---|---|
| КЛ-10 кВ №2 | Токовая отсечка | SEPAM S40 | Ic.з=575,37 | — |
| Ic.р=28,77 | ||||
| Kч=17,26 > 2 | ||||
| Максимальная токовая защита | Ic.з=38,8 | 0,6 | ||
| Ic.р=1,94 | ||||
| Kч=7,78 > 1,5 | ||||
| Защита от перегрузки | Ic.з=27,2 | 9 | ||
| Ic.р=1,36 |
6. Расчет уставок выполненный в программе Excel
Чтобы ускорить выполнение расчета уставок релейной защиты понижающего трансформатора и не тратить много времени на выполнение расчета на листке бумаги и с помощью калькулятора, мною было принято решение, сделать данный расчет с помощью программы Excel, тем самым ускорив процесс проектирования объекта.
Надеюсь, данный расчет Вам поможет, и Вы будете меньше тратить времени на выполнение расчетов уставок релейной защиты. Если у Вас возникли вопросы, предложения по улучшению расчета или замечания, оставляйте их в комментариях.
«Программа по расчету уставок трансформатора 6(10)/0,4 кВ».
7. Список литературы
- Выпуск №3. Методика расчета уставок для Sepam. А.Л. Соловьев. 2006г.
- Выпуск №10. Методика выбора уставок защит Sepam присоединений РП (РТП) 6-10 кВ с ячейками SM6. А.Н. Ермишкин. 2007 г.
- Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. М. А. Шабад, 2003г.
- Как рассчитать ток короткого замыкания. Е. Н. Беляев. 1983г.
- Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Седьмое издание. 2008г.
Делаю первые шаги в области проектирования, очень понравился ваш расчет, все очень подробно расписано. Спасибо за вашу работу.
Спасибо за пример расчета уставок для тр-ра. Действительно все расписано по максимуму. Особенно радует что Вы делаете ссылки на ПУЭ.
Ника, полностью с Вами согласен. Расчет действительно толково сделан.
Наверное использована лишняя формула для Imax. если для перегруза вы нашли Iном, то можно было бы просто этот ток умножить на коэффициент Кз 1,1 для решения Imax.
В какой-то степени Вы правы, но у меня порядок расчета был следующий: ТО, МТЗ, защита от перегрузки, по-этому пришлось дважды считать Iном тр-ра + старался максимально подробно все расписать, чтобы не было путаницы.
Доброго времени суток! «Если длина кабеля не большая, то сопротивление для данного кабеля, можно не учитывать.» Вопрос: при какой длине надо учитывать кабель? И нормативную ссылку, если такая имеется. Спасибо за пост.
Здравствуйте! Как видно из результатов расчета 300 м кабеля, можно было не учитывать. Я в расчетах учитываю сопротивление кабеля начиная от 500 м + сечение кабеля нужно учитывать. В нормативных документах, данная информация отсутствует, по крайней мере я не встречал. По хорошему нужно всегда считать сопротивление кабеля.
Добрый день! Спасибо за наглядную информацию. Возникла проблема с расчетом. Линия КЛ-10 120 м, ВЛЗ-10 2,4 км, две КТП по 400 кВа. по книге Небрата схему замещения рассчитать не получилось. есть ли какие-то более доступные расчеты?
Здравствуйте! Наиболее наглядные методы преобразования, представлены в книге Небрата, можно конечно посмотреть еще Шабада, Беляева, Голубева возможно представленные примеры там Вам помогут разобраться. Например для расчетов ТКЗ, я использовал книги авторов: Небрата, Голубева и Беляева.
Здравствуйте! Спасибо Вам за предоставленный подробный расчет. Вопрос по мощности трансформатора у Вас 400кВА, формуле п.3.3 выполнено как 0,4. Опечатка? или я ошибаюсь?
Здравствуйте! Ошибки здесь нету, это обще принятая формула определения сопротивления двухобмоточного трансформатора. В тех. литературе например в книге Рожкова Л.Д. «Электрооборудование станций и подстанций» страница 131, Вы можете встретить формулу по определению сопротивления тр-ра. Sном. — номинальная мощность элементов трансформатора, МВА, Uср. -среднее напряжение в месте установки данного элемента в кВ.
Супер, вы очень помогли освежить память, вспомнить дипломное проектирование спустя 6 лет. Спасибо большое!
Добрый день! Спасибо за подробный расчет как для начинающего специалиста в этой области.
Один вопрос: В разных источниках литературы и в ПУЭ прописано, что Расчет тока срабатывании селективной токовой отсечки без выдержки времени, установленной на линии, на понижающем трансформаторе и на блоке линия-трансформатор, селективность токовой отсечки мгновенного действия обеспечивается выбором её тока срабатывания Iс.о большим, чем максимальное значение тока КЗ I(3)к.макс при повреждении в конце защищаемой линии электропередачи или на стороне НН защищаемого понижающего трансформатора, вот это ИЛИ значит, что можно отстроится на стороне ВН тр-ра и не учитывать сопротивление трансформатора или обязательное правило отстройки за трансформатором не понятно. Если можно проясните.
Здравствуйте! Приведенное вами утверждение верно, в книге «Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. М. А. Шабад, 2003г.» страница 39 — это и написано.
Селективная токовая отсечка — это ведь уже МТЗ-2 ступень или 3 ступень.
Если же Вы рассчитываете ТКЗ, то нужно учитывать все сопротивления до места ТКЗ, в том числе сопротивления тр-ра с учетом положений РПН (min, max и среднее).
Если читать дальше Шабада, то на странице 42 приводится следующее утверждение:
1. Для токовых отсечек (МТЗ-1 ступень), устанавливаемых на понижающих трансформаторах и выполняющих функции основной быстродействующей токовой защиты, чувствительность определяется по току наиболее неблагоприятного вида повреждения — как правило двухфазное КЗ на выводах ВН трансформатора в минимальном режиме работы энергосистемы.
Такие же требования существуют и для токовых отсечек на блоках линия-трансформатор.
Зона действия токовой отсечки охватывает: питающий кабель 10 кВ от ячейки 10 кВ до силового тр-ра и часть обмоток трансформатора. В соответствии правил зона действия ТО это 20 процентов от источника питания. Тогда почему Вы охватываете всю линию и часть обмотки транса?
ПУЭ рекомендуют применять отсечку, если её зона действия охватывает не меньше 20% защищаемой линии!!! А не так как вы написали, что зона действия ТО должна составлять 20%.
Если посмотреть еще ПУЭ пункт 3.2.54: «То для защиты от внешних к.з. применяется токовая отсечка, которая охватывает так же часть обмотки трансформатора, используется как основная защита для трансформаторов без выдержки времени менее 4МВА и для трансформаторов большей мощности МТЗ с блокировкой по напряжению или без нее, используется как резервная защита трансформаторов.»
Для проверки чувствительности защиты, мы определяем коэфф. чувствительности защиты при наиболее неблагоприятном виде повреждения (как правило двухфазное КЗ на выводах ВН трансформатора в минимальном режиме работы энергосистемы). Значение Кч>2 для ТО, согласно ПУЭ. Если Кч>2 это указывает на эффективность отсечки.
Книга «Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. М. А. Шабад, 2003г.» страница 42″.
Если хочется определить эффективность ТО установленной на линии электропередач, можно определить зону действия ТО в процентах от всей длины линии. Пример графического определения зон действия ТО на линиях электропередач, подробно рассмотрен в выше упомянутой книге.
На практике же зону действия ТО в основном не определяют, если Кч удовлетворяет требованиям ПУЭ.
P.S Рекомендую ознакомится с литературой, которую использовал при написании данной статьи. После ознакомления с данной литературой, много вопросов у вас исчезнет.
Здравствуйте, в расчётах не понял откуда взялось значение Iсз пред = 27, где его смотреть например на вашей схеме?
Здравствуйте. На однолинейной схеме сеть 0,4 кВ не показана. Iс.з.пред. = 27 А – это ток срабатывания ввода на стороне 0,4 кВ для тр-ра 400 кВА, который приведен к стороне в/н.
Добрый вечер. Делаю диплом и ваши расчеты очень доступные, но например у меня двухлучевая схема с АВР, 4 ктп двухтрансформаторные, то как в этом случае вести расчеты, для расчета мах 3ф тока кз нужно складывать сопротивления 4 трансформаторов ?
Здравствуйте! Если я Вас правильно понял, Вы хотите сложить сопротивления тра-ров как при последовательном сложении ветвей. Это не есть правильно. У Вас ведь тра-ры не последовательно соединены, а параллельно. Для начала было бы не плохо, составить схему замещения, после этого нужно выполнить преобразование схемы замещения относительно заданой точки КЗ. Основные методы преобразования схем замещения представлены в книге И.Л. Небрат «Расчет токов короткого замыкания для релейной защиты. Учебное пособие» 1996 г. смотрите страницу 23.
До сих пор не могу разобраться как рассчитаны ток мин кз на стороне 10кВ 11,47 кА? можно подробно как рассчитать данный значение?
Вот статья с «Пример расчета токов короткого замыкания в сети 6 кВ, там подробно расписано как рассчитывается ТКЗ с учетом положения РПН трансформатора.
Вопрос по пунктам 4 и 5.В пункте 4 рачитан I max без уловий пуска электродвигателя из неподвижного состояния. Тогда при запуске электродвигателя с кратностью пускового тока 7 (без устройства сглаживания пуска) или больше будет срабатывать МТЗ и отключать потребители стоящие ниже защиты. Тем более что в пункте 5 расчитывается Iном который отличается от максимального рабочего всего лишь на коэфицент 1,1.
Возможно я не прав ,но как по мне мтз надо отстраивать от сумарного пускогвого тока электродвигателей стоящих ниже защиты ведь пусковые режимы двигателей также являются рабочими режимами работы энерго сети.
Посмотрите книгу Ермишкина «Выпуск №10. Методика выбора уставок защит Sepam присоединений РП (РТП) 6-10 кВ с ячейками SM6.» страница 8.
1. Выбор тока срабатывания защиты ведется по следующим условиям:
Первое условие:
а) Отстройка от максимально возможного тока нагрузки с учетом самозапуска электродвигателей 0,4 кВ в моем расчете это пункт 4.2.
где:
— Ксзп – коэффициент самозапуска учитывает увеличение рабочего тока за счет
одновременного пуска всех электродвигателей, которые участвуют в самозапуске при снижении напряжения во время возникновения внешнего к.з, принимается 1,1 — 1,3.
За максимальный рабочий ток принимается номинальный ток трансформатора с учетом его максимально допустимой перегрузки в аварийном режиме, в моем случае это 1,1.
Как правило, в России максимально допустимая перегрузка трансформатора составляет:
— для масляных трансформаторов – 1,4 Iтр.ном;
— для сухих трансформаторов – 1,1 ÷ 1,2 Iтр.ном.
Второе условие:
б) согласование с защитой ввода 0,4 кВ, а при ее отсутствии с защитой присоединения
сборки 0,4 кВ с наибольшим номинальным током, в моем расчете пункт 4.3.
Все условия согласования и отстройки в расчете выполнены!
в формуле 3.3 чтотакое 100?
Проценты, Uк ведь в процентах выражается!
да, я понял сам чуть позже когда написал комент.))спасибо вам!
Подскажите, пожалуйста, как выполнить отстройку МТЗ от защиты ввода на стороне 0,4 кВ, если защита ввода выполнена с помощью автоматического выключателя АВ20СВ 1500А с электромагнитным максимальным расцепителем, в который входит два элемента: один — с зависимой характеристикой — защита от перегрузки, и другой — с небольшим временем срабатывания, не зависимым от тока — отсечка. В качестве МТЗ применяется Sepam T24
Добрый день! Приношу свои изменения,что так поздно отвечаю на Ваш вопрос. Подробно ваш вопрос рассмотрен в книге Беляева «Выбор аппаратов, защит и кабелей в сетях 0,4 кВ», Глава 8 «Соrсогласование защит трансформатора и выключателей со стороны 0,4 кВ.»
Спасибо за ответ!
Добрый день! Спасибо большое за расчет уставок.
Один вопрос: при расчете ТО необходимо получить максимальный ток КЗ на стороне 0,4 кВ за тр-ром. Чтобы ток был максимальным, то суммарное сопротивление должно быть минимальным. А при расчете сопротивления системы берется минимальный ток КЗ на шинах, в связи с чем сопротивление системы будет наибольшим. Почему сопротивление системы рассчитывается не по максимальному току КЗ на шинах? Понимаю, что это особой роли не сыграет, с учетом того во сколько раз больше сопротивление тр-ра сопротивления системы, но все же правильны мои рассуждения или что-то не так?)
Здравствуйте! Выбор рабочих уставок РЗА производится в расчете на «наихудший случай».Для ТО наихудшим случаем является двухфазное кз в минимальном режиме.
В эксел есть неточности — мощность трансформатора указывается в МВА, а в обозначениях написано кВА, ток трехфазного кз за трансформатором приведен к 6 кВ, а подписано что ток на стороне 0,4.
Опечатку исправили.
Вопрос: Почему чувствительность МТЗ проверяется по току двухфазного КЗ? Насколько мне известно, после обратной трансформации тока КЗ стороны НН к месту установки защиты на стороне ВН (трехрелейная схема) через силовой тр-р со схемой Д-Ун меньшим будет ток все-таки однофазного КЗ, определяемый, как I(1)10 = (I(1)0,4=Iкз(3)0,4)/sqr(3). Все токи приведены к стороне 10 кВ. Это и будет наихудшим режимом.
Всегда проверяли по току двухфазного КЗ. В любой тех. литературе вы встретите проверку по току двухфазного КЗ. Посмотрите того же Шабада.
Книга «Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. М. А. Шабад, 2003г.» страница 42″
У Шабада в указанной книге на стр. 42 написано о проверке чувствительности ТО по КЗ на стороне ВН. И то написано про двухфазные КЗ, что по ним проверяется «как правило», т.е. Шабад категорично не утверждает и предполагается проверка. Вы же проверяете МТЗ по КЗ за тр-ром на стороне 0,4кВ.
Ссылки на посторонние ресурсы — запрещено! Вот еще одна книга по расчету уставок РЗА, при этом расчет велся в основном по приведенной в этой книге методике 1. Выпуск №3. Методика расчета уставок для Sepam. А.Л. Соловьев. 2006г.
Если вы так верите автору видео с ютуба, а не людям которые пишут книги и методики по расчету уставок РЗА, можете проверять чувствутельность защиты однофазным КЗ. Почитайте Беляева, Соловьева… Сколько раз не отправляли на согласование уставок, никогда не было замечаний по проверке Кч как для обычных подстанций, так и для АЭС.
Категории «верю-не верю» — это из другой области. Важно понять, как правильнее и корректнее сделать расчет. Проверка чувствительности защиты производится по минимально возможному аварийному режиму в зоне ее действия. Об этом сказано и у всех перечисленных авторов. Теперь важно определить этот режим (с учетом места установки защиты). «Автор с ютуба» в других видео доказывает свое утверждение (кстати, тоже не без ссылок на авторитеты). Думаю, имеет смысл в это вопросе разобраться.
Появилось свободное время, вот просмотрел более подробно тех. литературу по данному вопросу и действительно согласно книги Ермишкина, следует Кч проверять при двухфазном кз на выводах н/н трансформатора и при однофазных к.з. на выводах н/н. Вот только при соединении обмоток по схеме ∆/Yн → Iкз(1) ≈ Iкз(3).
Если же посмотреть книгу Методика расчета уставок для Sepam. А.Л. Соловьев. 2006г, то там автор говорит, что нужно проверять Кч при двухфазных КЗ, так же утверждает Шабад.
В общем я надеюсь теперь понятно как определять коэффициент чувствительности для МТЗ трансформатора.
Ниже привожу текст из методик выбора уставок без изменений:
Выпуск №10. Методика выбора уставок защит Sepam присоединений РП (РТП) 6-10 кВ с ячейками SM6. А.Н. Ермишкин. 2007 г:
6.1. МТЗ трансформатора.
Коэффициент чувствительности защиты при выполнении ею основной функции определяется при двух видах коротких замыканий в трансформаторе:
а) при двухфазных к.з. на выводах н/н трансформатора с учетом схемы соединения обмоток
силового трансформатора по формуле для трансформатора со схемой ∆/Yн:
Кч = Iкз(3)/Iс.з. > 1,5 – при 3-х релейном исполнении МТЗ,
Кч = 0,5*Iкз(3)/Iс.з. > 1,5 при 2-х релейном исполнении МТЗ.
для трансформатора со схемой Y / Yн:
Кч = 0,867*Iкз(3)/Iс.з. > 1,5 — при 3-х и 2-х релейном исполнении МТЗ,
где:
— Iкз(3) — ток 3-х фазного к.з. на выводах н/н трансформатора,
— Iсз — выбранный ток срабатывания защиты трансформатора.
б) при однофазных к.з. на выводах н/н трансформатора с учетом схемы соединения обмоток
силового трансформатора.
Значения токов при однофазном к.з. на стороне н/н зависят главным образом от схемы
соединения обмоток трансформатора:
— при соединении обмоток по схеме ∆/Yн → Iкз(1) ≈ Iкз(3);
— при соединении обмоток по схеме Y/Yн → Iкз(1) ≈ Iкз(3)/3.
Тогда чувствительность защиты на стороне 6-10 кВ определяется по формуле:
для трансформатора со схемой ∆/Yн:
Кч = Iкз(3)/√3*Iс.з. – при 2-х и 3-х релейном исполнении МТЗ;
для трансформатора со схемой Y / Yн :
Кч = Iкз(3)/3*Iс.з. – при 2-х релейном исполнении МТЗ,
Кч = 2*Iкз(3)/3*Iс.з.– при 3-х релейном исполнении МТЗ.
Обращаю Ваше внимание, что трансформаторы со схемой соединения обмоток Y/Yн не рассматриваются, т.к. существует требование Главгосэнергонадзора Минэнерго применять только трансформаторы со схемой соединения обмоток ∆/Yн.
Выпуск №3. Методика расчета уставок для Sepam. А.Л. Соловьев. 2006г.:
Оценка эффективности защиты производится с помощью коэффициента чувствительности kчув, который показывает, насколько ток в реле защиты при разных видах КЗ превышает ток срабатывания Iс.р (уставку):
kчув = Iрмин./Iс.р.
где: Iр.мин — минимальное значение тока в реле при наименее благоприятных условиях, А.
Для выбора минимального значения тока в реле рассматриваются все виды КЗ. Например, для двухфазной схемы максимальной токовой защиты при КЗ на защищаемых линиях минимальное значение тока в реле следует рассчитывать при двухфазных КЗ. При тех же видах КЗ за трансформаторами со схемами соединения обмоток Y/∆11 или ∆/Y важно учесть схему защиты: для двухрелейной схемы расчетное значение Iр.мин = 0,5*I2к(3), а для трехрелейной Iр.мин =I2к(3) и, следовательно, чувствительность защиты повышается в 2 раза и получается одинаковой
при трехфазном и всех видах двухфазных КЗ. Здесь надо отметить, что чувствительность защиты оценивается по наибольшему из вторичных токов, проходящих в измерительных реле защиты, хотя бы и в одном из трех реле, поскольку все реле самостоятельно действуют на логическую часть защиты.
Смотрите М.А.Шабад «Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей», 2003г, стр. 165-167.
Посмотрите еще Ершов А.М. Релейная защита, часть 3, стр. 75-76. Да и вообще у многих авторов это есть. Так что в данном конкретном случае корректней проводить проверку чувствительности по току однофазного КЗ. А вот почему Вам без замечаний проводят согласование, я думаю, ответ может быть такой: однофазные КЗ на выводах трансформаторов при ближнем резервировании (читай — на ошиновке) — редкий аварийный режим. А дальнее резервирование можно не обеспечивать согласно ПУЭ.
Спасибо,Сергей за литературу, статья откорректирована!
А для повышающего трансформатора 0,4/10 кВ мощностью 250 кВА, каким образом рассчитывать?
Спасибо за статью! Возник вопрос, по поз.4.3. Я понимаю, что уставка автомата на 0,4 была дана как исходные данные, равная 27 А (на 10 кВ) и временем 0,3 сек. Проектирую подобную ситуацию, и на защиту трансформатора на 0,4 установил автомат с регулируемыми уставками, на 700А по теплу,и 1400А на КЗ. Приблизительно как и Вас, для автомата на 10 кВ получаю 28А, только время срабатывания больше 2 мин. Как посоветует в данном случае отстроить МТЗ по времени? И каким образом было выполнено 0,3 сек в Вашем случае?
Здравствуйте! Не понимаю как при кз на стороне 0,4 кВ, у Вас время срабатывания больше 2 мин. При КЗ автомат должен срабатывать практически мгновенно. Проверьте еще раз свои расчеты, возможно где-то ошибка.
Здравствуйте. При выборе уставки ТО нужновыполнить два условия — отстройку от кз на стороне трансформатора в максимальном режиме и остройку от броска тока намагничивания. Для трансформаторов мощностью меньше 1 МВт кратность броска намагничивающего тока порядка 10-12 крат от номинала. Вы берете в расчете 5. На основании чего?
Здравствуйте! Согласно приведенной литературы [Л2, с.8].
При включении силового трансформатора со стороны высшего напряжения
отношение амплитуды броска тока намагничивания к амплитуде номинального
значения тока не превышает 5. (Методические указания к расчету уставок защит и
автоматики устройств серии БЭМП).
В книге «Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. М. А. Шабад, 2003г.» говорится что отстройку отсечки от бросков токов намагничивания выполняется по формуле 1-18 страница 41. И применятся кратность броска намагничивающего тока порядка 3-5 крат от номинала.
А вот то, что для тр-ров мощность менее 1 МВт нужно брать Котс. = 10 — 12, первый раз слышу. Наведите пожалуйста тех. литературу где это указано.
Циглер. Цифровые устройства дифференциальной защиты. Стр 143.(может отличатся от издания) Рис. 8-5 Стандартные характеристики БНТ. График кратности БНТ в зависимости от мощности трансформатора.
Не знаю исходя из чего Циглер принял значение БНТ 10-12 раз. В расчете значение БНТ принято согласно «Методика выбора уставок защит Sepam присоединений РП (РТП) 6-10 кВ с ячейками SM6. А.Н. Ермишкин. 2007 г», так как защита выполнялась на терминале Sepam S40.
п 3.8 в формуле
Ic.з. — 1421 А, откуда? Коэффициент в той же формуле 200, откуда? если 100/5
Спасибо. Опечатка исправлена!
А Вы что-то и для АЭС считали? Назовите пожалуйста место работы, которое проводило такой расчёт. И для какой АЭС. (Интересно)
Здравствуйте! АЭС «Куданкулам» Блок 1.
Вы проектировщик в АСЭ?
Ранее работал в АО «Атомэнергопроект».
А, тогда да. Авторитетное место.
Добрый день. Не могу разобраться с расчетом МТЗ (п.4.4-п.4.5). В формуле расчета тока в реле (п.4.4) должен использоваться однофазный ТКЗ на стороне 0,4 приведенный к высокой стороне (прим. табл.2-3) который в статье почему-то равен трехфазному ТКЗ, приведенному к высокой стороне. Это не стыкуется с «Расчет ТКЗ в электросетях 0,4-35кВ. Голубев М.Л.», рис.24 и пример №18,:
1. Однофазный ТКЗ на стороне 0,4кВ равен трехфазному ТКЗ но на стороне 0,4кВ
2. Однофазный ТКЗ на стороне 0,4кВ приводится на высокую сторону как =0,58*трехфазный ТКЗ приведенный стороне 10кВ.
Тогда ток на высокой стороне (протекающий в МТЗ) при однофазном КЗ за трансформатором и будет наименьшим, что требуется при проверке чувствительности при расчете МТЗ.
Доброго времени суток! Ваш вопрос подробно рассмотрен в книге: «Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. М. А. Шабад, 2003г, стр.162» В самой же статье я постарался подробно все описать + есть отдельная статья какое значение тока кз нужно применять при расчете Кч.
Добрый день!
Просим прокомментировать следующие аксиомы используемые при расчете уставок РЗА, которые в некоторой части не согласуются с приведенным расчетом:
1 Коэффициент самозапуска электродвигателей для бытовой нагрузки необходимо использовать 1.2-1.5, а для промышленной (обобщенной) 2.9, а для нагрузки с большим количеством электродвигателей выполнять более точный расчет и коэффициент может измениться, как в большую так и в меньшую сторону согласно СТО 50947007-29.120.70.305-2020. Так это или нет?
2 Ток трехфазного КЗ за трансформатором треугольник/звезда может различаться, например, на 20-40% в зависимости от сопротивления энергосистемы и количества включенных высоковольтных электродвигателей в узле нагрузки. Разумеется ТО надо отстраивать от максимального тока. Так это или нет?
Добрый день!
Прошу объяснить разницу коэффициента самозапуска 2.9, принимаемого в расчетах для промышленной нагрузки в СТО 50947007-29.120.70.305-2020, и коэффициентом 1.2 в приведенном на данном сайте расчете.
Добрый день!
Kсзп.- коэффициент самозапуска электродвигателей обобщенной нагрузки; если двигателя не оборудованы устройством самозапуска, применяется 1,2÷1,3 (Указано в Выпуске №10. Методика выбора уставок защит Sepam присоединений РП (РТП) 6-10 кВ с ячейками SM6. А.Н. Ермишкин. 2007 г).
При отсутствии в составе нагрузки электродвигателей напряжением 6(10) кВ и при времени срабатывания МТЗ более 0,3 с можно принимать kсзп. = 1,1 – 1,3 согласно [5. Библиотека Электромонтера. Байтер И.И. Релейная защита и автоматика питающих элементов собственных нужд тепловых электростанций. 1968 г. страница 16]
Коэф. самозапуска 2,9 рассчитывается исходя из количества и мощности двигателей. Подробно об этом описано в статье: «Пример выбора уставок секционного выключателя 6(10) кВ».
Привет. Я хотел узнать какая защита должна если на стороне 0,4 кВ ток КЗ больше 40 кА