По ссылкейойо шиКоординационные кривые Bay-O-Net определяют, сможет ли предохранитель устранить неисправность до срабатывания расположенного выше по цепи автореклаузера или выключателя — и будет ли у него достаточный запас по времени, чтобы выдержать обычные сетевые возмущения. Когда неисправность возникает ниже по цепи от распределительного трансформатора, правильное толкование этих кривых координации является тем фактором, который отличает схему защиты, изолирующую отдельный трансформатор, от схемы, приводящей к отключению всего фидера. Ошибка в этом вопросе либо приводит к ненужным отключениям, лишающим потребителей электроснабжения, либо позволяет неисправности сохраняться достаточно долго, чтобы повредить обмотки трансформатора.
Кривая TCC отображает зависимость времени срабатывания защитного устройства от величины тока, действующего на него, почти всегда в логарифмическом масштабе по осям. Для плавкого элемента Bay-O-Net кривая обычно показывает две границы: минимальное время плавления и общее время отключения, разделенные интервалом дугового пробоя. При токе замыкания примерно 500 А плавкая вставка номиналом 15 А обычно срабатывает за доли секунды, тогда как при токе 3 000–3 500 А — что близко к практическому пределу прерывания для плавких вставок Bay-O-Net выталкивающего типа — время срабатывания сокращается до нескольких циклов. Кривая реклозера, установленного выше по цепи, строится на тех же осях с использованием его быстрых и медленных (или задержанных) характеристик срабатывания, которые обычно берутся из семейства запрограммированных кривых реле, а не из фиксированных значений технического паспорта.
В типичной схеме защиты распределительного трансформатора, установленного на подставке, система Bay-O-Net выступает в качестве первой линии защиты от неисправностей на вторичной обмотке и умеренных неисправностей на первичной обмотке, а реклоузер энергокомпании или выключатель подстанции действуют в качестве резервной защиты на расстоянии от нескольких сотен метров до нескольких километров выше по цепи. На практике инженеры, вводящие в эксплуатацию новое подключение трансформатора, часто обнаруживают, что кривая быстрого срабатывания реклозера была настроена в общем для фидера, а не с учетом номинала предохранителя конкретного трансформатора — это несоответствие становится заметным только тогда, когда кто-то накладывает две кривые друг на друга, а не сравнивает только номинальные значения на паспортной табличке. Стандарт IEEE C37.42 (раздел 7, «Требования к временным токовым характеристикам») устанавливает критерии эффективности для этих кривых, а соответствующая методология испытаний определена в стандарте IEEE C37.41 — поэтому, когда важна точность, стоит потратить дополнительное время на запрос исходной испытательной кривой, а не ограничиваться только сводной таблицей.
Сайт Предохранительный узел Bay-O-Net Семейство продуктов, рассматриваемое в рамках координационных исследований, как правило, охватывает класс распределительных сетей 15/25 кВ, при этом номинальные значения тока в соединительных цепях обычно варьируются от 2 А до 50 А в зависимости от мощности трансформатора в кВА.
[Expert Insight]
Анализ кривой координации может казаться чисто теоретическим упражнением до тех пор, пока конкретный трансформатор не начнет вызывать отключения по всему фидеру. При поиске и устранении неисправностей в полевых условиях несогласованность между предохранителем Bay-O-Net и расположенным выше по цепи автореклаузером, как правило, проявляется в виде одного из двух характерных симптомов, и способ устранения неисправности зависит от того, какой из них наблюдается.
Когда распределительный трансформатор включается под напряжение, пусковой ток может на долю секунды кратковременно достигать значения, в 8–12 раз превышающего номинальный ток трансформатора, после чего стабилизируется на уровне нормальной нагрузки. Если кривая быстрого срабатывания реклоузера при данной величине тока находится слишком близко к кривой плавления Bay-O-Net, реклоузер может интерпретировать обычное включение как неисправность и заблокироваться, отключив всех потребителей на фидере вместо того, чтобы изолировать только один трансформатор. Бригады на местах часто фиксируют подобную картину после восстановления питания после планового отключения, когда несколько трансформаторов последовательно включаются под напряжение, а фидер срабатывает при втором или третьем включении — это признак того, что запас по координации был достаточным для пускового тока одного трансформатора, но недостаточным для совокупной нагрузки.
Противоположный режим отказа менее заметный, но более разрушительный. Если время отключения системы Bay-O-Net при заданном токе короткого замыкания — скажем, 2 000–2 500 А — превышает время срабатывания автореклаузера по быстрой кривой, автореклаузер отключается первым, вновь выводя из строя весь фидер из-за неисправности, которая должна была быть локализована на одном трансформаторе. Хуже того, если автореклаузер настроен на автоматическое повторное включение, трансформатор подвергается второму импульсу пускового тока плюс ток замыкания на линию ещё до того, как предохранитель успеет сработать при первой попытке, что ускоряет тепловую нагрузку на элемент предохранителя и, в предельных случаях, на саму обмотку трансформатора.
Оба симптома обусловлены одной и той же первопричиной: эти две кривые на самом деле никогда не накладывались друг на друга и не сверялись с реальными данными о пусковом и аварийном токах для данной конкретной установки, а лишь сравнивались на бумаге по номинальному току или классу напряжения.
Наложение Координационные кривые Bay-O-Net Сравнение с кривой повторного включения на входе представляет собой механический процесс, однако последовательность действий имеет большое значение — пропуск какого-либо этапа является наиболее распространённой причиной того, что инженеры неверно оценивают запас прочности, который на бумаге выглядит вполне приемлемым, но на практике оказывается недостаточным.
Обе кривые должны иметь одинаковые шкалы тока (ось x) и времени (ось y); как правило, диапазон тока составляет примерно от 10 А до 10 000 А, а диапазон времени — от 0,01 с до 1 000 с. Совмещение кривой срабатывания предохранителя, построенной в одном программном пакете, с кривой реле, экспортированной из другого, часто приводит к визуальному несовпадению — перед сравнением форм всегда следует убедиться, что обе кривые отсчитываются от одних и тех же базовых единиц измерения тока и времени.
Вместо того чтобы сравнивать кривые по всему их диапазону, выделите диапазон фактического тока замыкания, актуальный для данной установки — как правило, он ограничен минимальным током замыкания (часто на дальнем конце вторичного проводника) и максимальным доступным током замыкания (обычно на клеммах трансформатора). Для распределительного трансформатора диапазон тока замыкания может составлять примерно от 800 А на минимальном конце до 4 000 А на клеммах, и координация должна обеспечиваться только в пределах этого диапазона, а не по всей длине кривой.
В нескольких точках диапазона тока короткого замыкания сравните значения времени на обеих кривых и обратите внимание на разницу. Кривая общего времени отключения системы Bay-O-Net должна четко находиться ниже кривой быстрого отключения реклозера в каждой точке этого диапазона — а не только в крайних точках, поскольку кривые могут пересекаться в середине, даже если на обоих концах они выглядят разделёнными.
На практике инженеры, впервые знакомящиеся с результатами координационного исследования, часто останавливаются после проверки общей формы кривых и упускают из виду точку пересечения с узким запасом, спрятанную в середине диапазона — именно поэтому пошаговая проверка по всем точкам в пределах всего диапазона, а не только визуальный осмотр, является стандартной практикой при реализации любого проекта, связанного с подбор вспомогательного оборудования для трансформатора где одним из результатов работы является координация мер защиты.
Однажды Координационные кривые Bay-O-Net после того как кривые нанесены на график и наложены друг на друга в соответствующем диапазоне тока замыкания на фазу, остаётся лишь определить, какой временной интервал считать “достаточным”, и скорректировать результаты с учётом условий, приводящих к смещению кривых по сравнению с их каталожными значениями.
Практика координации систем электроснабжения обычно ориентирована на обеспечение минимального временного интервала в диапазоне от 0,1 с до 0,4 с между общей кривой отключения Bay-O-Net и быстрой кривой автоповторного включения в любой заданной точке тока, хотя этот запас, как правило, устанавливается в соответствии со стандартом координации систем защиты конкретной энергетической компании, а не в соответствии с единым фиксированным требованием IEEE — концепция интервала времени координации, упомянутая в стандарте IEEE Std 242 («Рекомендуемая практика по защите и координации промышленных и коммерческих энергосистем»), обеспечивает общую основу, однако конкретный численный запас всегда следует сверять с руководством по координации местной энергетической компании. Запасы, меньшие, чем указанные, могут оказаться недостаточными из-за обычных производственных допусков на саму плавкую вставку, которые, как правило, составляют несколько процентов по времени плавления даже в пределах одной производственной партии.
Существуют два условия, которые обычно смещают эффективную рабочую точку от кривой установившегося режима, и их необходимо проверять отдельно, а не предполагать, что они находятся в пределах стандартного запаса.
Прыжок холодной нагрузки возникает после длительного отключения электроэнергии, когда все накопившиеся термостатические нагрузки (отопление, кондиционирование, водонагреватели) одновременно подключаются к сети, создавая устойчивые токи, значительно превышающие нормальную нагрузку — иногда в 2–4 раза превышающие номинальный ток в течение десятков секунд, а не миллисекунд. Эта продолжительность достаточно велика, чтобы пересечь нижнюю часть обеих кривых, поэтому запас прочности необходимо перепроверить именно в этой конкретной точке, а не только при кратковременных токах замыкания.
В отличие от этого, пусковой ток трансформатора представляет собой кратковременное явление высокой амплитуды, обычно равное 8–12 номинальным токам и длящееся значительно менее одной секунды, с быстрым затуханием. Поскольку этот процесс кратковременный, в некоторые быстрые характеристики реле повторного включения встроена небольшая временная задержка или настройка ограничения пускового тока, специально предназначенная для того, чтобы «пройти» через него, не рассматривая его как неисправность — проверка того, активна ли эта настройка, является частью проверки запаса по мощности, а не чем-то, что следует предполагать, исходя из функций, указанных на паспортной табличке реле.
| Состояние | Типичный диапазон тока | Продолжительность | Анализ маржи: основные моменты |
|---|---|---|---|
| Стационарная неисправность | 800 А–4 000 А | От долей секунды до нескольких секунд | Стандартное вертикальное расстояние 0,1–0,4 с |
| Пусковой ток трансформатора | 8–12× номинальный ток | <1 с, затухание | Настройка ограничения пускового тока / задержки реклозера |
| Увеличение нагрузки при холодном запуске | 2–4× номинальный ток | от 10 до 100 секунд | Точка пересечения нижней кривой |
Сверка этих запасов с реальными настройками реле, а не с типовыми каталожными кривыми, и является тем фактором, который отличает расчет координации, оправдывающий себя в реальных условиях, от расчета, который работает лишь на бумаге.
[Expert Insight]
Даже после завершения расчёта координации на бумаге необходимо провести полевую проверку перед вводом трансформатора в постоянную эксплуатацию, поскольку настройки, заданные на реле или взятые из типовой кривой производителя, не всегда соответствуют тому, что фактически запрограммировано и установлено на объекте.
Самым распространенным несоответствием между расчетами на бумаге и реальной ситуацией на месте является то, что после завершения расчетов по координации были изменены семейство кривых, множитель или настройки таймера реклозера — иногда другой группой инженеров в связи с решением проблемы, не связанной с данным фидером. Перед подачей напряжения на новое подключение трансформатора следует за пять минут проверить текущие настройки реклоузера непосредственно на реле (а не по исходному проектному чертежу) и еще раз убедиться, что они соответствуют результатам расчета — эта проверка позволяет выявить значительную долю случаев несогласованности в реальных условиях эксплуатации.
Второй частый случай несоответствия в реальных условиях — это установка плавкого предохранителя с номиналом, отличным от указанного в расчетах координации защиты, — как правило, из-за того, что бригада на месте в ходе аварийного ремонта заменила предохранитель на имевшийся в наличии, не обновив при этом расчеты. Сверка номинального тока установленной плавки (который для систем Bay-O-Net, как правило, находится в диапазоне от 2 до 50 А в зависимости от мощности трансформатора в кВА) с номинальным значением, принятым в расчетах, должна быть частью любого контрольного списка при вводе в эксплуатацию, а не оставляться на откуп исходной проектной документации.
После подтверждения обоих значений фиксация фактической маржи, наблюдаемой в двух или трёх репрезентативных точках тока короткого замыкания — а не просто отметка “координация подтверждена” — даёт будущим инженерам базовые данные для сравнения на случай, если конфигурация фидера впоследствии изменится. Эта документация «в исходном состоянии» также служит ориентиром для полевых бригад при диагностике неисправностей после события, когда они следуют структурированному алгоритму выявления первопричин, а не занимаются устранением неисправностей «по обстоятельствам».
Большинство сбоев в координации на местах связано с небольшим набором повторяющихся ошибок, каждую из которых легко исправить после ее выявления.
Кривые плавления плавких вставок Bay-O-Net обычно публикуются при эталонной температуре окружающей среды, часто равной 25 °C, однако распределительные трансформаторы работают в гораздо более широком диапазоне — от температур ниже нуля до значений, значительно превышающих 40 °C, в условиях закрытых корпусов во время летней пиковой нагрузки. Плавик, работающий при повышенной температуре окружающей среды, плавится быстрее, чем предполагает опубликованная кривая, поскольку он начинает приближаться к своему тепловому порогу ещё до появления тока замыкания. Инженеры, сравнивающие кривые без поправки на температуру окружающей среды, иногда сталкиваются с тем, что запас прочности, казавшийся достаточным на бумаге, сокращается или полностью исчезает во время аварии при летней пиковой нагрузке. Поправка обычно представляет собой коэффициент снижения номинальной нагрузки, предоставляемый производителем, а не фиксированный процент, поэтому надежным подходом является использование этого коэффициента, указанного в техническом паспорте конкретного плавкого элемента, а не применение общих отраслевых эмпирических правил.
Вторая распространенная ошибка заключается в проведении всего расчета согласования, используя исключительно опубликованную производителем кривую срабатывания предохранителя и типовую кривую срабатывания реле автоповторного включения, без расчета фактического доступного тока короткого замыкания в конкретной точке расположения трансформатора на фидере. Доступный ток замыкания значительно варьируется в зависимости от положения на фидерной линии — трансформатор, расположенный рядом с подстанцией, может испытывать токи замыкания, в несколько раз превышающие такие же показатели для трансформатора, установленного на конце длинного сельского участка фидера, — и запас по координации, достаточный при одном уровне тока замыкания, может оказаться недостаточным при другом. Использование значения тока замыкания, характерного для конкретного места установки, полученного в результате расчета на короткое замыкание, вместо принятия среднего значения по всей фидерной линии — вот что отличает расчет координации, выдерживающий нагрузку в реальных условиях, от расчета, выдерживающего нагрузку только в идеализированных условиях.
Изменение конфигурации питающих линий, обновление прошивки реле и замена плавких вставок в ходе аварийного ремонта приводят к сдвигу кривых, что не всегда требует проведения повторного расчета. Включение в цикл технического обслуживания этапа периодической повторной проверки — даже в неформальном виде в ходе плановых визитов по техническому обслуживанию — позволяет выявить отклонения до того, как они приведут к отключению, а не после этого.
Правильное составление координационных кривых начинается с наличия точных и поддающихся проверке данных о плавких вставках еще на этапе разработки технических требований — а не с их реверс-инжиниринга после монтажа. Решение от ZeeyiElec аксессуары для трансформаторов Ассортимент продукции, включая плавкие предохранители Bay-O-Net для распределительных сетей напряжением 15/25 кВ, поставляется с номинальными значениями тока от 2 А до 50 А, что позволяет обеспечить совместимость с трансформаторами мощностью от примерно 25 кВА до 500 кВА, а также предоставляется полная документация по кривым TCC для проведения координационных расчётов до размещения заказа, а не после возникновения проблем на месте эксплуатации.
В проектах, где система Bay-O-Net оценивается наряду с средствами защиты на входе или резервным предохранителем, ограничивающим ток, наличие как кривых плавления, так и кривых полного отключения — наряду с данными о предельном токе (BIL) и прерывающей способности — позволяет инженерной команде провести описанный выше анализ наложения с использованием реальных данных о продукте вместо общих каталожных оценок.
Ознакомьтесь со всей кабельные аксессуары диапазон, если ваш проект также предусматривает координацию работ по оконцовке кабелей на конечных участках, либо ознакомьтесь с Контрольный список RFQ на аксессуары для трансформаторов, в котором изложены параметры, необходимые для составления точного коммерческого предложения по втулкам, предохранителям и коммутационным устройствам в рамках единого комплекта.
Координационные запасы обычно оцениваются в диапазоне от нескольких сотен миллисекунд до нескольких десятых секунды между кривыми, хотя точная величина зависит от конкретных настроек реле повторного включения и практики координации, применяемой энергокомпанией, поэтому требуется проведение исследования с учетом конкретных условий объекта.
Да, трёхуровневая координация широко применяется в схемах защиты распределительных сетей, однако для этого необходимо построить все три кривые TCC на одном графике и убедиться, что запасы по координатам сохраняются во всём диапазоне токов замыкания, а не только в одной точке.
Обычно это происходит, когда настройка быстрой характеристики реклозера является слишком агрессивной по сравнению со временем плавления предохранителя при данном уровне тока; ситуация часто усугубляется недооценкой тока короткого замыкания или игнорированием понижения номинальной мощности предохранительного элемента с учетом температуры окружающей среды.
Да, пусковой ток может на мгновение достигать величин тока замыкания на землю, поэтому кривые согласования следует проверять с учетом типичной продолжительности и величины пускового тока, чтобы избежать ложных срабатываний устройства повторного включения при включении питания.
Как правило, повторную проверку рекомендуется проводить после любого изменения настроек реле выше по цепи, замены трансформатора или замены плавкого предохранителя, поскольку любое из этих действий приводит к смещению кривых и может незаметно снизить запас прочности, который был первоначально проверен.
Основная методология TCC остается прежней, однако в масляных распределительных трансформаторах, в которых используются узлы Bay-O-Net, обычно применяются данные по устранению неисправностей, характерные для работы погруженных в масло плавких вставок, которые могут незначительно отличаться от данных по защите трансформаторов сухого типа.
English English
한국어
العربية
Español
हिन्दी
தமிழ்
Deutsch (Sie)
Français
Português do Brasil
Русский