Koordinationsanalyse für einen typischen 13-kV-Verteiler von mehreren Leitungen
Typischer 13-kV-Verteiler
Eine typische 13-kV-Einspeisung mehrerer Leitungen an einer Verteilerstation ist in Abbildung 1 dargestellt. Diese wird von einer 115-kV-Leitung durch einen 15/20/25 MVA-Transformator gespeist, der durch eine hochseitige Sicherung geschützt ist.
Koordination für einen typischen 13-kV-Verteiler von mehreren Leitungen an einer Unterstation
Nur einer der vier Feeder ist dargestellt undist typisch, wobei die Beladung und der Schutz der anderen Zuführungen ähnlich sind, sich jedoch unterscheiden. Die Fehlerwerte sind in Ampere bei 13,09 kV für feste Fehler an den gezeigten Stellen.
Wenn wir an der High-Side-Sicherung beginnen, ist die Einstellung und Koordination des Schutzes wie folgt. Die maximale Last für den 25-MVA-Hahn beträgt:
25.000 3 × 115 = 125,5 A bei 115 kV
Das Sicherung 125E wurde für die Transformatorbank primär ausgewählt. Die Betriebszeit nahe 250 A beträgt 600 Sekunden, die kalte Last und magnetisierende Einschwingvorgänge überschreiben sollten.
Abbildung 1 - Typischer Verteilungsverteiler für mehrere Lastzentren
Die Eigenschaften werden auf Koordinatenpapier für Log-Log-Sicherungen aufgetragen (Abbildung 2 unten). Die Abszisse ist Ampere bei 13 kV, daher ist die 125E-Sicherung in der 115-kV-Schaltung in dargestellt 115 / 13,09 = 8,79-fache der Herstellerkurven.
Die gestrichelt gezeichnete Minimum-Melt-Kurve (links dargestellt) spiegelt den Effekt des Laststroms wider, der die Sicherung vorheizt.
Abbildung 2 - Typische Zeitkoordinationskurven für den Verteilersystemverteiler von Abbildung 1
Während Phase-to-Phase-Fehler auf der 13-kV-Seite 0,866 des dreiphasigen Fehlerwerts betragen (siehe Abbildung 3), ist der Strom in einer Phase auf der Primärseite gleich dem dreiphasigen Fehlerwert.
Die Primärsicherung sieht jedoch nur 0,577 des sekundären Stroms pro Einheit für 13 kV-Leiter-Erde-Fehler (siehe 3). Die gestrichelte Kurve auf der rechten Seite ist die minimale Schmelzekennlinie der primären Sicherung für sekundäre Erdfehler. Für die 600 Sekunden Betriebszeit 2196 × 3 = 3804 A ist äquivalent zu 2196 A für einen Phase-Erde-Fehler.
Die Überstromgrenzkurve des Transformators ist wie gezeigt dargestellt. Wie gezeigt, ist der Transformator zufriedenstellend vor thermischen Schäden geschützt.
Abbildung 3 - Überprüfung von Fehlern durch Delta-Wye-Transformatorbanken (Ströme in Einheiten): (a) Dreiphasenfehler; (b) Phase-zu-Phase-Fehler; (c) Phase-Erde-Fehler, wobei X1 = X2 = X0.
Anmerkungen zu Abbildung 3
- Typische Industriedaten zeigen, dass bei 480 V Lichtbogen-Fehler zwischen Phase und Erde bis zu 19% des Nennfehlers betragen können.
Bei einem Sekundärfehler-Maximum von 52.296 A wäre der Primärstrom für die Sicherungen also 52,296 × 0,19 × 0,577 × 0,48 = 229 A kV, knapp über der 200-A-Leistung, und es ist zweifelhaft, dass die Sicherungen Schutz bieten, bis eine starke Verbrennung den Fehlerstrom erhöht. - Sekundäre Fehler am Bus sollten mit behoben werdender sekundäre Transformator-Schutzschalter und Fehler an den Abzweigen durch ihre vom Transformator gesicherten Schutzschalter. Somit sind die primären Sicherungen ein Backup für Fehler, wenn sie diese sekundären Fehler "sehen" können.
Die Sicherungen 65T und 100T ausgewählt auf der Grundlage der Lasten, die von den Armaturen geliefert werden, sind in Abbildung 2 aus den Kurven des Herstellers dargestellt
Die linke Kurve ist die minimale Schmelze und die rechte maximale Lichtung.
Die maximale Belastung durch den Wiedereinsteller beträgt 230 A. Es wurde ein Wiederverkäufer mit einem Mindesttreffer von 0 ausgewählt 560 A Phaseetwas mehr als die doppelte Last, die erforderlich ist, um die kalte Last mit einem Sicherheitsfaktor zu umgehen Die Bodeneinheit ist auf eingestellt 280 A nach Wahl. Die Zeitmerkmale für beide Einheiten werden für die zeitgesteuerten und momentanen Operationen aus den Daten des Herstellers aufgezeichnet.
Die maximale Belastung durch den Schalter und die Relais am Der 13-kV-Bus ist 330 A. Somit ergibt das CT-Verhältnis von 400: 5 einen Sekundärstrom von 330/80 = 4,13 A.
Die Zeiteinstellungen für die Phase und das Erdungsrelais liefern einen CTI von mindestens 0,2 Sekunden über dem Wiedereinschalter. Dies ist zufriedenstellend, wenn die Wiederherstellungszeitkurven eine Fehlerunterbrechungszeit enthalten.
Eine schnelle sofortige Auslösung mit Wiedereinschalten ist sehr nützlich weil etwa 80% –95% der Fehler in offenen Stromkreisen temporär sind. Sie werden in erster Linie durch kurzzeitigen Baumkontakt aufgrund von Wind verursacht oder können blitzinduziert sein.
Häufig können diese Fehler behoben und der Dienst schnell wiederhergestellt werden, indem die Leitung mit sofortiger Wiedereinschaltung ausgeschaltet wird.
Um diese sofortige Auslösung zu gewährleisten, Phase undBodeneinheiten können an den Unterbrechern angebracht werden, um die Zeiteinheiten zu ergänzen. Umschalter haben entweder eine schnelle oder eine langsame Zeitstromcharakteristik, von der jeweils nur eine verwendet werden kann.
Es können mehrere Versuche gemacht werden, normalerweise 1–3. Die bestimmte Anzahl und Reihenfolge basiert auf vielen lokalen Faktoren und Erfahrungen.
In dieser Anwendung bieten die Betriebswerte keinen großen Abstand zu den maximalen Fehlerwerten für Fehler 1. Daher ist nur ein kurzer Abschnitt der Leitung unmittelbar geschützt.
Dies ist immer noch empfehlenswert, da es eine schnelle Beseitigung der schweren Close-In-Fehler ermöglicht.
Sicherungseinsparung wird verwendet, um Sicherungsvorgänge für vorübergehende Fehler zu vermeiden und dadurch Vermeiden Sie lange Ausfälle für die Besatzungen, um diese auszutauschen. Dies wird durch eine zweite Momentaneinheit erreicht, die so eingestellt ist, dass sie die Sicherung überragt und in der Hoffnung, vorübergehende Fehler zu beheben, bevor die Sicherung in Betrieb gehen kann.
Es wird versucht, die Verbindung sofort wieder zu schließen, und falls erfolgreich, wird der Dienst wiederhergestellt. Die momentane Einheit ist gesperrt, wodurch die Sicherung einen anhaltenden Fehler löschen kann.
Zur Sicherung der Sicherung am Leistungsschalter, wie in Abbildung 1, Die momentanen Einheiten können so eingestellt werden, dass sie für Fehler 2 arbeiten, aber nicht für Fehler 3 oder bei 5374 A Phase, 4763 A Masse (1,2 Fehler 3).
Es ist jedoch wichtig, dass die momentane Einheit und der Unterbrecher Fehler beheben, bevor die Sicherung beschädigt (minimale Schmelze) oder durchgebrannt wird.
Abbildung 1 zeigt, dass die 100T-Sicherung bei etwa 5000 A nach etwa 0,03 Sekunden (1,8 Zyklen bei 60 Hz) beschädigt wird. Daher wird die Sicherung durchbrennen, bevor der Unterbrecher öffnet. Daher ist das Sichern von Sicherungen am Leistungsschalter nicht anwendbar.
Das Sichern der Sicherung gilt für den Wiedereinsteller, wennBetrieb auf seinen schnellen oder augenblicklichen Kurven. Bei Fehlern an den seitlichen Fehlern, die über die Fehler 4, 5 oder 6 hinausgehen, löst der Wiedereinsteller aus und schaltet sich ein- oder zweimal wie programmiert wieder ein.
Wenn der Fehler vorübergehend ist und beseitigt ist, den Service durchführenwird ohne Sicherungsoperation wiederhergestellt. Danach arbeitet der Wiedereinsteller in seinen langsamen Kurven, und der Fehler wird durch die richtige Sicherung an den Seitenklemmen oder durch den Wiedereinsteller für Fehler am Zuführer gelöscht.
Ein Abschnittswandler könnte für Fehler 2 lateral verwendet werdenSchaltung anstelle der Sicherung. Es würde sich während einer Totzeit öffnen, um einen permanenten Fehler in seinem Stromkreis nach zwei erfolglosen Fehleroperationen durch die unverzögerten Einheiten des Leistungsschalters zu beheben.
Das Wiederverschließen kann eine potenzielle Gefahr darstellen, wenn die Schaltung von Personen physisch kontaktiert werden kannwie heruntergefallene Leitungen auf oder in Bodennähe.
Praktische Verteilungskoordinierungsbedingungen
Distributionsschutzpraktiken wird gefunden werden, um zwischen zu variierenDienstprogramme. Dies liegt an der Natur des Systems, das geschützt wird, an der Betriebserfahrung und an der historischen Philosophie, die sich in jedem einzelnen Nutzen entwickelt hat.
Eine solche Anwendung erfordert ein Urteil bei der Schaffung einerAusgewogenheit zwischen der Vermeidung dauerhafter Ausfälle bei vorübergehenden Fehlern und dem Aussetzen der gesamten Zuführung mehr kurzzeitige Ausfälle als notwendig.
Einige Dienstprogramme haben das Sichern der Sicherung aufgegebenPraktiken wegen der zunehmenden Beschwerden aufgrund der Auswirkungen von kurzzeitigen Ausfällen auf empfindliche elektronische Geräte. Andere Dienstprogramme halten einen Ausblick, der die Vorteile von Anwenden einer "Low Set" -Optimierung Sicherungseinsparungen überwiegen die Nachteile.
Einige dieser Dienstprogramme verwenden für alle Verteilerabzweige, die nach der ersten Auslösung gesperrt sind, ein sofortiges Relais mit niedrigem Wert und ein zusätzliches sofortiges Hochrelais, das jederzeit in Betrieb ist.
Das hoch eingestellte unverzögerte Relais sorgt für schnelles SchaltenBeseitigung von Fehlern großer Stärke, die zur Vermeidung von Geräteschäden beitragen und die Koordination verbessern können, so dass empfindlichere Einstellungen für Schutzeinrichtungen vorgenommen werden können, die dem Leitungsschutzschalter vorgeschaltet sind
Die erste Wiedereinschaltung ist typischerweise so schnell wie möglich, wobei etwa 15 Zyklen für die Lichtbogenlöschung zulässig sind. Die zweite automatische Wiedereinschaltung war so eingestellt, dass sie in 15 Sekunden und die dritte in etwa 145 Sekunden eintrat.
Die Verwendung von programmierbaren Schutzvorrichtungen auf Mikroprozessorbasis kann angewendet werden, um einige der beim Schutz von Verteilungssystemen auftretenden Probleme zu verringern.
Die Erfahrung hat gezeigt, dass vWenn der Leiter auf harte Oberflächen wie Straßen oder Bürgersteige fällt, kann ein geringer Fehlerstrom fließen.
Schutz vor Bodenfehlern und Schutzkoordination
Dieses Webinar wird von Claudio S gehalten. Mardegan von Engepower in Brasilien. Er bespricht die Wichtigkeit des berechneten Verschraubungs- und Lichtbogenfehlers und warum dieser Wert dem tatsächlichen Wert möglichst nahe kommt, wird ebenfalls erörtert.
Er wird auch über die Eskalation von Ein-Leiter-Störlichtbögen, Arten der Schutzkoordination, Bestimmung des Koordinationszeitintervalls (CTI)und wo CTI anzuwenden ist - allgemeine Regeln und Besonderheiten.
Abschließend wird er die überstromoptimierte Einstellung, den Phasenschutz als Single-Line-to-Ground-Schutz hinter dem Boden und die Koordination von Spannungsrelais mit Überstromrelais diskutieren.
Referenz // Schutzrelais-Prinzipien und -Anwendungen von J. Lewis Blackburn und Thomas J. Domin