Я прекрасно понимаю как выбирается уставка ТО. Ток 3276А это ток на стороне 0,4кВ третьей по счету ТП. Тогда как отсечка на ПС.СИСТ. не должна реагировать на кз даже на смежном участке. При кз на участке ТП2-ТП3 отсечка на ПС.СИСТ пускается. Только из- за выдержки времени 0,4с успевает сработать отсечка на ТП1 отключая и ТП3 и ТП2 в то время как ТП2 долна остаться в работе. Проблема заключается в отсечке на ПС.СИСТ котрорая реагирует на любое кз в сетях нашего предприятия. Поэтому я и предлагаю на рассмотрение вариант указанный выше. схема
Отсечка не должна реагировать на КЗ в конце защищаемого участка. Это можно осуществить только, если ток КЗ в минимальном режиме в начале участка больше чем ток КЗ в максимальном режиме в конце участка в 1,95 раза (Кч*Котс). Это хорошо делается при сети с большими сопротивлениями. А так как у Вас сеть "короткая" (Imin пс=6,3кА, а Imax тп-3=5,6кА), то для защит ПС любое КЗ в Вашей сети 6кВ – близкое. По току можно отстроиться только от КЗ по 0,4кВ, а по времени она и так селективна.
Исходя из Вашей информации: первое – надо навести порядок в защитах 0,4 кВ. К.З в начале фидеров 0,4 кВ должно отключаться без выдержки времени. КЗ на шинах 0,4 отключа-ется МТЗ трансформатора с выдержкой времени. Но здесь можно выполнить ускорение МТЗ в случае от-сутствия пуска защит фидеров 0,4 кВ. Все зависит от того, какие защиты на них, но по любому можно, что-нибудь придумать. Второе - надо рассчитать уставки на своих ТП ТО и МТЗ и выбрать уставку на питающей ПС по согласо-ванию с ними и направить письмо в энергоснаб-жающую организацию на согласование. Думаю, что проблем не должно быть, если уставка МТЗ по вре-мени не будет более 2,0 сек. Наверно уставки на питающей ПС были выставлены, когда завод пус-кался и может ТП2 и ТП3 еще и не было. Как считать? Уставки МТЗ (или 2 ступень МТЗ) по отстройке от максимального тока нагрузки или по согласованию с МТЗ следующего участка. Так для защиты 1 на ТП2 по согласованию с МТЗ трансформаторов ТП3 в режиме параллельной работы. Для защиты 2 на ТП 1 по согласованию с МТЗ 1 или по согласованию с МТЗ трансформаторов ТП2 в режиме параллельной работы, и т.д. Токовую отсечку (или 1 ступень МТЗ): Для защиты 1 (ТП2 в сторону ТП3) по отстройке от тока КЗ на 0,4 ТП3 при параллельно работе транс-форматоров 3276 * (1,15-1,3) = 3766 – 4258,8 А уставка по времени 0,1 сек. К отстройки – в зависимости от того, какие реле используются и от того, как считаете. (У нас про-грамма ТКЗ завышает токи процентов на 20, реаль-ные токи по опыту эксплуатации меньше, чем рас-четные). Поэтому мы иногда берем Котс=1,15). Для защиты 2 (ТП1 в сторону ТП2) (З766 – 4258.8 ) * 1,1 = (4143 – 4684,6) А Уставка по времени 0,4 сек Для защиты 3 (на питающей ПС) (4143 – 4684,6) * 1,1 = (4557 – 5153) А Время срабатывания 0,8 сек. По любому получается, что в максимальном режиме свой фидер ТО защищает полностью с достаточной надежностью, а в минимальном примерно с Кч=1. Что в полнее допустимо. А по термической стойко-сти кабеля для тока 12 кА и времени 1 сек - 185 квадрат это минимум. Это забота другой службы. На существующих защитах другого не придумаешь. Можно предложить реконструкцию с установкой ДЗЛ, но это будет дороже, чем усилить кабель. Впрочем решать должен главный инженер или хо-зяин предприятия. На согласование надо отправить уставки ТП1: фи-деров 6 кВ, трансформаторов, максимальную на-грузку и параметры самозапуска эл.д, а так же предлагаемые уставки для питающей ПС. Пока «добирался» до интернета, уже аналогичные предложения, но без цифир Вам уже поступили. Можно и как Вы предлагаете, но по мне это несколько грубоватые уставки.
papuas>Исходя из Вашей информации: papuas>первое – надо навести порядок в защитах 0,4 кВ... Плюс - за исчерпывающий (надеюсь) ответ. Далее опровергнуть или подтвердить могут только расчетчики, к которым я не отношусь.
YevgenY>Как обеспечить селективность в сети 6кВ предприятия если уставки на пс энергосистемы МТЗ 1000А 1с, ТО 2400А 0,4с? Токи кз в самой дальней точке предпрития около 6кА, поэтому ТО на питающей линии реагирует даже на кз на стороне 0,4кВ. Отказаться от отсечки нет возможности так как кабели при времени 1с термически не устойчивы. Существуют ли варианты защиты кроме продольной диф.защиты? Какие комплекты продольной диф.защиты можете порекомендовать? не понятно где пролетает ? между линией и вводом 6 кВ или между 0,4 кВ 6 кВ если последнее попробуй пересмотреть уставки на стороне 0,4 кВ если по 6 кВ попробуй сделать логическую селективность между вводом 6 кВ и линией.
Подскажите как отстроить токозависимую МТЗ (например EI, VIP-30) от автоматов 0,4кВ. И как отстроить токозависимые МТЗ друг от друга. Вобщем возникла странная ситуация: клиент подключется на 10кВ у него свое распредустройство на 10кВ. Сетевики выставили условие предоставить им силовой выключатель . Теперь имеем оригинальную подстанцию: ввод кабелем 10кВ > 10кВ ячейка RM6 с силовым выключателем > панель учета энергии > распредустройство клиента с двумя силовыми выключателями для тр-ров.
VLAX. Как отстроиться от автоматов 0.4, к сожалению не имею опыта. инверсные МТЗ, краткое пояснение на англицком прикладываю, http://data.communityhost.ru/rza/users/431719140/uploads/time_grading_for_idmt_ef_protection.pdf точно не помню .. у Никиты кажется сегодня видел, методическое руководство Шабада М.А., я такое пособие видел лет 5 назад, там очень хорошо описанно, включаы согласование электромеханики и МП защит..
по поводу требования сетевиков, как в России не знаю, но такая практика в очень многих странах и компаниях поставщиков энергии.
Я не очень силен в английском, можешь привести небольшой пример: Тр-р 160кВА, номинальный ток (10кВ) - 9,3А. Две защиты одна за другой, на расстоянии 10м, т.е. можем принять, что ток КЗ одинаковый. Защиты с характеристикой EI, например тот же VIP-30. ???
VLAX. Могу описать только наши "деревенские" способы расчёта. Использовать их можно только если чётко понимаешь какие защиты/выключатели и т.д. и т.п. находятся перед тобой. Мы используем такие рассчёты только в экстремальных случаях, когда объект надо запустить, а сетевики дали очень низкие уставки и тогда на коленках надо пересчитать много уставок. Но данный способ даёт определённые представления. Что касается правильных/классических рассчётов, то на форуме есть профессионалы и пояснят гораздо лучше, кроме того в вашей предыдущей теме Yuko и Никита дали сноски на отличные материалы. Итак правило 1: разнос по временам для неинверсированных уставок. реле электромеханическое РТ40=0.5сек, как говорилось на форуме , при наличии АПВ можно уменьшить уставку. для МП защит классическое время 0.25сек, как говорилось на форуме Шнайдер рекоммендует 0.3сек. время расчётное состоит из 4-х состовляющих tcb=время отключения выключателя. tr=время сброса срабатывания защиты, прошу не путать со коэф возврата. данная велечина не всегда указывается в мануалах производителя, потому написал надо знать реле, в наших АББшных данное время около 30милисекунд. На примере, время срабатывания защиты 0.1сек. если ток срабатывания снизился ниже порога через "69милисекунд" защита не сработает, если через "71милискунду" то сработает через 100милисекунд. Данная величина является внунтренниим параметром алгоритма и не обязанна быть в мануале, но ответ от производителя должны получить. tmargin=время безопасности, АББ во многих случаях реломмендует для МП защит брать 20милисекунд te=время толеранса между двумя защитами, берём каждая защита по 25милисекунд итого время между защитами tcb+tr+tm+ 2хte=50+30+20+2х25=150мс 150милисекунд минимальное время которе можно ставить между защитами, опять таки из опыта в критических случаях ставили 0.18 и 0.2, хотя повторюсь 0.25 решало до сегодня все проблемы. 0.15 время УРОВ которое выставляем Понятно при наличии других данных другие времена, но формула проста и можно применять.
Далее запомнить 0.15с, оно понадобиться для совмещения инверсньх характеристик. для совмещения инверсных характеристик: надо принять во внимание: 1. погрещность самой функции, для того в мануале есть таблица погрещностей каждой функции при токе КЗ, данный параметр E=5% умноженной на какое либо число. 2. Далее можно просто посчитать по некой эмпирической формуле, которая отвечает всем требованиям для кривых LI, NI, VI, 0.25хt1 (время срабатывания на защите внизу)+ наши знаменитые 0.15сек для EI 0.35xt1+0.15 итого предположим что по кривой EI, при ваших параметрах защита сработала черех 1 секунду значит для первых трёх кривых 0.25х1се+0.15с=0.4с для EI=0.35х1с+0.15=0.5с. То значит что для следующего реле при данном токе время срабатывания 1+0.4 (0.5) с=1.4(1.5)с далее по кривой находим подходящий коэф кривой. Вот такие "деревенские методы". Вам надо получить все перечисленные параметры для вашего реле и вперёд, хотя думаю у Шнайдера есть методика совмещения VIP характеристик. Повторяюсь, данная методика не являтется какой либо руководящей методикой.
