Порядок оформления карт уставок технологических защит, блокировок и сигнализации
Карты уставок технологических защит, блокировок и сигнализации должны быть оформлены до ввода оборудования и сооружений НПС и МН в эксплуатацию.
Отделы ОСТ по направлениям деятельности за 10 дней до ввода оборудования и сооружений НПС и МН в эксплуатацию подготавливают и передают в отдел АСУ ТП следующую информацию об оборудовании, установленном на НПС (насосная, резервуарный парк, система автоматического пожаротушения и т.д.) и МН:
— сведения об оборудовании, которое должно быть защищено: наименование и тип (марка) оборудования, технологический номер оборудования;
— параметр контроля и защиты технологического оборудования;
— величины значений, которые должны быть установлены, на основании паспорта (формуляра) на оборудование, проектных характеристик работы оборудования и рассчитанные в соответствии с требованиями нормативными документами;
— действия технологического оборудования.
Перечень и наименования параметров контроля и защиты принимаются исходя из фактических объёмов автоматизации и телемеханизации оборудования и сооружений НПС и МН. Значения параметров контроля и защиты представляются в форме, позволяющей их прямой ввод в эксплуатируемые системы автоматизации и телемеханизации в используемых в СА и ТМ единицах физических величин, без пересчёта и перевода в другие физические величины и единицы измерения.
Отдел АСУ ТП ОСТ на основании представленных сведений формирует карты уставок технологических защит, блокировок и сигнализации.
Карты уставок для каждой НПС должны быть подписаны:
— начальником отдела эксплуатации нефтепроводов ОСТ;
— главным энергетиком ОСТ;
— главным механиком ОСТ;
— главным технологом ОСТ;
— начальником отдела АСУ ТП ОСТ;
— начальником ТТО (ПДС) ОСТ;
— начальником СПО ОСТ;
— главным инженером РНУ,
утверждены главным инженером ОСТ и направлены в РНУ за 5 дней до ввода оборудования и сооружений НПС и МН в эксплуатацию.
Главный инженер РНУ обеспечивает приведение параметров настройки систем автоматики в соответствии с полученной картой уставок и представляет в ОСТ отчет о выполненной работе.
Пересмотр карт уставок технологических защит, блокировок и сигнализации проводится в следующих случаях:
— 1 раз в год до 01 января в плановом порядке;
— при вводе в эксплуатацию технологического оборудования после замены и реконструкции;
— при изменении пропускной способности магистрального нефтепровода за счет строительства лупингов, замены участков и др.;
— при реконструкции системы автоматики НПС;
— при вводе в эксплуатацию дополнительного технологического оборудования;
— при введении в действие новых эксплуатационных и нормативно-технических документов, характеризующих параметры работы оборудования (внесение изменений в паспорт заводом-изготовителем, замена рабочих колес насосных агрегатов и др.).
В случае необходимости пересмотра карты уставок начальник отдела ОСТ, по направлению деятельности которого произошло изменение, за 10 дней до ввода в эксплуатацию нового оборудования (объекта) представляет в отдел АСУ ТП ОСТ сведения.
За 5 дней до ввода в эксплуатацию нового оборудования (объекта) отдел АСУ ТП ОСТ вносит корректировку в действующую карту уставок, подписывает ее в отделах ОСТ, утверждает у главного инженера ОСТ и направляет в РНУ с указанием даты введения.
Главный инженер РНУ обеспечивает приведение параметров настройки систем автоматики в соответствие с откорректированной картой уставок с введением их в действие с даты, указанной в карте уставок.
Оригиналы карт уставок технологических защит, блокировок и сигнализации хранятся в отделе АСУ ТП ОСТ.
Копии карт уставок по одному экземпляру хранятся:
— в отделе АСУ ТП РНУ;
— на участке ЭСАиТМ НПС;
— в операторной (МДП) НПС;
Ответственность за хранение карт уставок технологических защит, блокировок и сигнализации возлагается:
— в отделе АСУ ТП ОСТ – на начальника отдела;
— в отделе АСУ ТП РНУ – на начальника отдела;
— на участке ЭСАиТМ НПС – на начальника участка (инженера);
— в операторной (МДП) НПС – на начальника НПС ;
— в РДП РНУ – на старшего диспетчера РДП;
— в ТДП ОСТ – на старшего диспетчера ТДП.
6.5 Электроснабжение и электроборудование
Дата добавления: 2021-02-19 ; просмотров: 1586 ;
Что должно быть в карте уставок
Техническая документация — проектная документация, конструкторская документация изготовителей оборудования (чертежи, заводские инструкции по эксплуатации и руководства, заводские ремонтные документы, технические паспорта оборудования или сооружений производственных объектов), информационные сообщения и письма изготовителей оборудования, эксплуатационная документация (инструкции, схемы), оперативная документация, должностные инструкции производственного персонала и инструкции по охране труда, документация по АСУТП, АСУП (в части систем автоматизации производственной деятельности) и РЗА
В службе РЗА (электротехнической лаборатории) энергопредприятия на устройства РЗА, находящиеся в эксплуатации, должна быть следующая техническая документация:
- • паспорта-протоколы;
- • инструкции или методические указания по наладке и проверке;
- • технические данные об устройствах в виде карт уставок и характеристик;
- • исполнительные рабочие схемы: принципиальные, монтажные или принципиально-монтажные;
- • рабочие программы вывода в проверку (ввода в работу) сложных устройств РЗА с указанием последовательности, способа и места отсоединения их цепей от остающихся в работе устройств РЗА, цепей управления оборудованием и цепей тока и напряжения; перечень групп устройств, на которые должны быть составлены рабочие программы, утверждается техническим руководителем энергосистемы или энергообъекта.
Результаты технического обслуживания должны быть занесены в паспорт-протокол (подробные записи по сложным устройствам РЗА при необходимости должны быть сделаны в рабочем журнале).
В службах РЗА всех уровней управления должны быть технические данные об устройствах, находящихся в управлении и ведении этих служб, в виде карт (таблиц) или журналов (характеристик), принципиальных или структурных схем (технологических алгоритмов функционирования) [3] (п. 5.9.10).
Далее кратко рассмотрим виды документации, относящейся к устройствам РЗА.
Журнал учета работы релейной защиты и автоматики — журнал учета всех случаев работы и неисправностей (отказов) устройств РЗА.
Задание о настройке устройства РЗА — документ на реализацию параметров настройки (уставок), алгоритмов функционирования устройств (комплексов) РЗА, включающий список изменяемых параметров (настроек) устройств РЗА с указанием их значений и/или согласованные принципиальные (полные) схемы.
Исполнительные схемы устройства РЗА — выверенные и полностью соответствующие настройке алгоритма функционирования (алгоритм функционирования устройства РЗА — логический порядок взаимодействия функций в устройстве РЗА, определяющий принцип его действия) и фактически выполненному монтажу схемы устройства РЗА, выполненные на основании принципиальных (полных) схем и схем монтажных (соединений), содержащие информацию обо всех внесенных изменениях с указанием ссылок на соответствующие документы. Для микропроцессорных устройств РЗА исполнительными схемами обычно являются схемы или таблицы конфигурации устройств.
Карта уставок — технические данные об основных параметрах срабатывания и алгоритмах функционирования устройств РЗА, находящиеся на щите управления объекта электроэнергетики, центра управления сетями (ЦУС) ДЦ, представленные в наглядной форме, необходимые для оценки действия устройств РЗА или допустимости режима работы оборудования или линий электропередачи (ЛЭП) по условиям настройки устройств РЗА.
Монтажные схемы — чертежи или эскизы частей электрооборудования, по которым выполняется сборка, монтаж электроустановки. Они учитывают расположение, компоновку составных частей и отображают все электрические связи между ними. Монтажная схема составляется на основе принципиальной и является рабочим чертежом для монтажа вторичной коммутации. Такое ее назначение требует изображения на ней приборов, аппаратуры и клеммных зажимов, раскладки соединительных проводов и кабелей в соответствии с их размещением.
Паспорт-протокол — документ, предназначенный для учета результатов технического обслуживания устройства РЗА во время эксплуатации, начиная с наладки и приемочных испытаний при новом включении. Паспорт-протокол устройства РЗА состоит:
- 1) из формуляра регистрации изменения уставок;
- 2) формуляра регистрации исполнительных схем и сведений об их изменениях;
- 3) формуляра регистрации результатов технического обслуживания;
- 4) протокола проверки устройства РЗА при новом включении, протоколов проверки при последующих технических обслуживаниях. Принципиальные (полные) схемы устройств РЗА — документ,
определяющий полный состав элементов (функций, схем программируемой логики) и взаимосвязи между ними, дающий полное представление о принципах работы устройства РЗА, подключении к цепям тока и напряжения, взаимодействии с другими устройствами РЗА.
Программа по техническому обслуживанию устройства РЗА — документ, применяемый персоналом РЗА на объекте электроэнергетики для производства работ по техническому обслуживанию устройства
РЗА, определяющий объем и последовательность работ по техническому обслуживанию.
Проектная документация по РЗА — комплект технических документов, разрабатываемых для строительства, технического перевооружения, реконструкции и модернизации объектов электроэнергетики и включающих в себя принципиальные технические решения по комплексам и устройствам РЗА в виде графического и текстового материала, обоснованные техническими и экономическими расчетами, подтверждающими правильность принципиальных решений.
Протокол проверки устройства РЗА — документ, содержащий в зависимости от назначения и вида технического обслуживания необходимые сведения и результаты, полученные при проверке устройства РЗА, а также информацию о средствах измерения и работниках, выполнивших эту работу.
Рабочая документация по РЗА — документация, которая разрабатывается в целях реализации проекта создания (модернизации) устройств РЗА, отражающая принцип работы и логику функционирования комплексов и устройств РЗА и предназначенная для их монтажа, наладки, приемки, ввода в работу и технического обслуживания.
Рабочая программа вывода (ввода) устройства РЗА — документ, применяемый на объекте электроэнергетики персоналом РЗА для вывода (ввода) сложного устройства РЗА (сложное устройство РЗА — устройство РЗА со сложными внешними связями, для которого при выводе из работы для технического обслуживания (вводе в работу после технического обслуживания) требуется принятие мер, предотвращающих непредусмотренные воздействия на оборудование и другие устройства РЗА при подготовке к техническому обслуживанию или вводу в работу).
Графики технического обслуживания устройств РЗА — документация, регламентирующая сроки выполнения технического обслуживания (проверок) устройств РЗА. Составляются многолетние, годовые и месячные графики, каждый из них в установленном порядке согласовывается со смежными службами и вышестоящими службами РЗА. Должен быть организован контроль выполнения данных графиков.
Все описанные виды документации на устройства РЗА должны пересматриваться и актуализироваться в соответствии с действующими нормативными документами.
Для оперативного обслуживания устройств РЗА (оперативным или оперативно-ремонтным персоналом) должна быть следующая документация:
- • оперативные программы (бланки) ввода-вывода устройств РЗА, регламентирующие последовательность оперативного ввода или вывода устройств РЗА с указанием применяемых при этом переключающих устройств (ключей, накладок, испытательных блоков);
- • инструкции по обслуживанию устройств РЗА, кратко описывающие принцип действия устройств, а также порядок оперативного обслуживания устройств в нормальных и аварийных режимах;
- • таблицы нормального положения переключающих устройств, по которым оперативный персонал обязан контролировать введенное или выведенное состояние устройств РЗА;
- • перечень устройств РЗА, которые могут ложно сработать при краткой несимметрии в токовых цепях (при операциях оперативного персонала с испытательными блоками).
Данная документация хранится и применяется оперативным персоналом, однако разрабатывается персоналом службы РЗА или при его участии. Кроме того, подробное описание требуемых операций с устройствами РЗА обязательно приводится в оперативных заявках (оформляемых при любом изменении оперативного состояния оборудования) и оперативных программах (разрабатываемых для организации сложных переключений в схемах электростанций и подстанций).
Для подстанций нового поколения (полностью на микропроцессорной технике и в дальнейшем цифровых подстанции) нет нормативных документов по ведению эксплуатационной технической документации в электронном виде, а для этих подстанций на бумажном носителе вести полностью актуальную техническую документацию невозможно. Также невозможно на бумажном носителе провести анализ выполненного в терминалах конфигурирования и параметрирования (по файлам, «скачанным» из налаженных терминалов) на предмет соответствия согласованным проектным решениям и выданным уставкам. Соответственно, на местах принимают свой порядок ведения документации в электронном виде для цифровых подстанций.
В МП-устройствах принципиальная схема не отражает сущности защиты, как это имеет место в электромеханике. Здесь принципиальная схема не создает понимания работы устройства и не отображает внесенных в процессе наладки и последующей эксплуатации изменений. В этом случае приходится корректировать и поддерживать в соответствии электронные и бумажные версии как принципиальных, так и функциональных схем. Если же используются устройства со свободно программируемой логикой, добавляется необходимость поддерживать в соответствии электронные и бумажные версии логических уравнений.
Субъекты электроэнергетики разрабатывают (пересматривают) раз в три года, а также при изменении организационной структуры, затрагивающей деятельность подразделения; переподчинения подразделения; изменении наименования подразделения; изменении внутренней организационной структуры подразделения; изменении профильных нормативных документов и законодательных актов; внедрении новых форм и методов организации труда) и утверждают положение о службах (группах) РЗА и АСУ ТП, определяющее цели, задачи, функции, права и ответственность СРЗА и АСУ ТП. Положение также определяет конкретные трудовые функции начальника СРЗА и АСУ ТП по организации выполнения задач и функций СРЗА и АСУ ТП в пределах предоставленных прав и ответственности в соответствии с заключенным с указанным должностным лицом трудовым договором. Устанавливает квалификационные требования к должности начальника СРЗА и АСУ ТП, трудовые обязанности начальника СРЗА и АСУ ТП в области охраны труда, пожарной безопасности, промышленной безопасности и охраны окружающей среды. Положение о службах (группах) РЗА и АСУ ТП определяет цель деятельности СРЗА и АСУ ТП: выполнение комплекса организационно-технических мероприятий по внедрению, совершенствованию, поддержанию высокого уровня эксплуатации устройств релейной защиты, противоаварийной автоматики и автоматизированных систем управления технологическими процессами, вводу в эксплуатацию устройств РЗА, ПА и АСУ ТП нового поколения на объектах электроэнергетики для обеспечения надежной работы предприятий в составе единой энергетической системы России. В целях реализации своих функций СРЗА и АСУ ТП осуществляет взаимодействия с другими подразделениями предприятия электроэнергетики. Положение о службах (группах) РЗА и АСУ ТП определяет порядок взаимодействия и границы зон эксплуатационной ответственности со смежными техническими службами (службой электрических подстанций, службой линий электропередачи, службой ИТС и т.д.).
Порядок оформления карт уставок технологических защит, блокировок и сигнализации
Карты уставок технологических защит, блокировок и сигнализации должны быть оформлены до ввода оборудования и сооружений НПС и МН в эксплуатацию.
Отделы ОСТ по направлениям деятельности за 10 дней до ввода оборудования и сооружений НПС и МН в эксплуатацию подготавливают и передают в отдел АСУ ТП следующую информацию об оборудовании, установленном на НПС (насосная, резервуарный парк, система автоматического пожаротушения и т.д.) и МН:
— сведения об оборудовании, которое должно быть защищено: наименование и тип (марка) оборудования, технологический номер оборудования;
— параметр контроля и защиты технологического оборудования;
— величины значений, которые должны быть установлены, на основании паспорта (формуляра) на оборудование, проектных характеристик работы оборудования и рассчитанные в соответствии с требованиями нормативными документами;
— действия технологического оборудования.
Перечень и наименования параметров контроля и защиты принимаются исходя из фактических объёмов автоматизации и телемеханизации оборудования и сооружений НПС и МН. Значения параметров контроля и защиты представляются в форме, позволяющей их прямой ввод в эксплуатируемые системы автоматизации и телемеханизации в используемых в СА и ТМ единицах физических величин, без пересчёта и перевода в другие физические величины и единицы измерения.
Отдел АСУ ТП ОСТ на основании представленных сведений формирует карты уставок технологических защит, блокировок и сигнализации.
Карты уставок для каждой НПС должны быть подписаны:
— начальником отдела эксплуатации нефтепроводов ОСТ;
— главным энергетиком ОСТ;
— главным механиком ОСТ;
— главным технологом ОСТ;
— начальником отдела АСУ ТП ОСТ;
— начальником ТТО (ПДС) ОСТ;
— начальником СПО ОСТ;
— главным инженером РНУ,
утверждены главным инженером ОСТ и направлены в РНУ за 5 дней до ввода оборудования и сооружений НПС и МН в эксплуатацию.
Главный инженер РНУ обеспечивает приведение параметров настройки систем автоматики в соответствии с полученной картой уставок и представляет в ОСТ отчет о выполненной работе.
Пересмотр карт уставок технологических защит, блокировок и сигнализации проводится в следующих случаях:
— 1 раз в год до 01 января в плановом порядке;
— при вводе в эксплуатацию технологического оборудования после замены и реконструкции;
— при изменении пропускной способности магистрального нефтепровода за счет строительства лупингов, замены участков и др.;
— при реконструкции системы автоматики НПС;
— при вводе в эксплуатацию дополнительного технологического оборудования;
— при введении в действие новых эксплуатационных и нормативно-технических документов, характеризующих параметры работы оборудования (внесение изменений в паспорт заводом-изготовителем, замена рабочих колес насосных агрегатов и др.).
В случае необходимости пересмотра карты уставок начальник отдела ОСТ, по направлению деятельности которого произошло изменение, за 10 дней до ввода в эксплуатацию нового оборудования (объекта) представляет в отдел АСУ ТП ОСТ сведения.
За 5 дней до ввода в эксплуатацию нового оборудования (объекта) отдел АСУ ТП ОСТ вносит корректировку в действующую карту уставок, подписывает ее в отделах ОСТ, утверждает у главного инженера ОСТ и направляет в РНУ с указанием даты введения.
Главный инженер РНУ обеспечивает приведение параметров настройки систем автоматики в соответствие с откорректированной картой уставок с введением их в действие с даты, указанной в карте уставок.
Оригиналы карт уставок технологических защит, блокировок и сигнализации хранятся в отделе АСУ ТП ОСТ.
Копии карт уставок по одному экземпляру хранятся:
— в отделе АСУ ТП РНУ;
— на участке ЭСАиТМ НПС;
— в операторной (МДП) НПС;
Ответственность за хранение карт уставок технологических защит, блокировок и сигнализации возлагается:
— в отделе АСУ ТП ОСТ – на начальника отдела;
— в отделе АСУ ТП РНУ – на начальника отдела;
— на участке ЭСАиТМ НПС – на начальника участка (инженера);
— в операторной (МДП) НПС – на начальника НПС ;
— в РДП РНУ – на старшего диспетчера РДП;
— в ТДП ОСТ – на старшего диспетчера ТДП.
6.5 Электроснабжение и электроборудование
Дата добавления: 2021-02-19 ; просмотров: 1247 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Карта уставок
Добрый день.
Существует ли какой нормативный документ, где указано какие папаметры РЗА должны быть указаны в карте уставок ?
Например старая ДЗШ — тип реле/число витков/ток срабатывания. Теперь для МП защит (например REB 670 ABB) — 2 листа, а если брать резервную защиту ВЛ — листов под 10 получается. Так для боле-менее крупной ПС солидный альбом получится.
2 Ответ от Тимур 2013-08-23 07:35:43
Re: Карта уставок
Мы в карте уставок пишем только уставки по току/напряжению/времени/частоте.
Какие-либо особенности в зависимости от терминала или же эл.механических реле — указываем в протоколах.
Не будем же менять карту уставок при каждой замене реле.
3 Ответ от Сергей89 2013-08-23 20:08:14
- Сергей89
- Пользователь
- Неактивен
- Зарегистрирован: 2012-11-11
- Сообщений: 737
- Репутация : [ 0 | 0 ]
Re: Карта уставок
Здесь имеется в виду карты или таблицы уставок?
4 Ответ от Bogatikov 2013-08-23 20:28:29
- Bogatikov
- Пользователь
- Неактивен
- Зарегистрирован: 2011-01-08
- Сообщений: 4,711
- Репутация : [ 19 | 0 ]
Re: Карта уставок
Мужики, чего вы паритесь? Какая разница, карта или таблица? Ни то, ни другое не регламентируется ни одним НТД, все определяется только местными подходами, как принято, как удобно.
И объёмы уставок в этих самых картах, также ни чем не регламентированы. Там необходимо показывать то, чем реально пользуются оперативники. Остальное для них информация излишняя. Единственное требование НТД — максимальная допустимая нагрузка. Она обязана быть.
Должна ли проектная организация разрабатывать карту селективности защит?
Нормальную карту кроме эксплуатационщиков никто не сделает. Проектировщики даже если и сделают что, один хрен переделывать надо будет.
Тут проблема в ответственности, кто будет виноват, если при отключении КЗ ущерб возникнет.
У проектировщиков просто не будет времени разобраться в существующих настройках оборудования, а эксплуатация существующие настройки будет выдавать месяц и выдаст устаревшие и не полные.
По опыту надо давить эксплуатантов (как вариант проектировщики нанимают за отдельную плату релейщика для разработки карты уставок).
Как-то выдали в качестве исходных материалов уставки и мощности на цеха, которые отключены много лет назад.
Да и проектировщики для расчета карты запрашивают очень много информации, которой у эксплуатации тупо нет, а на поиски этой информации будет уходить очень много времени.
Это все на 6 кВ и выше.
На 0.4 кВ однозначно полная ответственность проектировщиков.
«Нормальную карту кроме эксплуатационщиков никто не сделает.» — что за бред!? Карту делают исключительно проектировщики, желательно в разделе «Релейная защита и автоматика. Расчет токов КЗ», без этого, как уже писали выше, не подобрать оборудование по термической и динамической устойчивости, а также кабельные и шинные линии (в частности перемычки между, скажем трансформатором и секцией 0,4). Запрашивайте токи КЗ, уставки времени и тока в системе (питающем центре) в сетевой организации, далее отстраивайте свою защиту!
«Максимум ТТ придется перезакупать и то, это больше ТТ для учета касается» — сгорит у вас целая ТП, ТТ здесь не отделаться!
Господа, проектировщики, уважайте в первую очередь себя и свою профессию, не пытайтесь найти оправдание у (цитата выше) нерадивых проектировщиков, пытайтесь разбираться во всем сами и стать реально востребованными профессионалами в своем деле! Научись делать карты, изучи материал, тебе это аукнется и вернется бонусом в обратку! Прокачивай свой скил! Будь профессионалом с большой буквы, а не тем кто ищет отговорки на форумах!
Похожие публикации:
- Схему размещения электрооборудования при необходимости что это
- Sitronics stv 1401n как прибавить звук без пульта
- В чем измеряется свет в помещении
- Для чего предназначены устройства автоматического контроля
Образец таблицы уставок релейной защиты в формате DWG
При выполнении проектной документации раздела «Релейной защиты и автоматики», в основном к данному разделу прикладывается таблица уставок релейной защиты для защищаемых присоединений, с наименованием вида защиты и уставками по току, напряжению, частоте и с временем срабатывания защиты.
Чтобы избавить Вас от рутинного черчения таблицы уставок РЗА. Вы можете скачать образец таблицы уставок РЗА выполненный в программе AutoCad в формате DWG на листах формата А3. Пример заполнения таблицы уставок представлен на рис.1 и рис.2.
Рис.1 – Пример заполнения таблицы уставок РЗА первый лист
Рис.2 – Пример заполнения таблицы уставок РЗА последующие листы
Обращаю Ваше внимание, что представленная форма таблицы уставок не является обязательной. Вы можете ее корректировать на свое усмотрение, никакими нормативными документами она не регламентируется.
Всего наилучшего! До новых встреч на сайте Raschet.info.
Поделиться в социальных сетях
Благодарность: Если вы нашли ответ на свой вопрос и у вас есть желание отблагодарить автора статьи за его труд, можете воспользоваться платформой для перевода средств «WebMoney Funding» и «PayPal» . Данный проект поддерживается и развивается исключительно на средства от добровольных пожертвований. Проявив лояльность к сайту, Вы можете перечислить любую сумму денег, тем самым вы поможете улучшить данный сайт, повысить регулярность появления новых интересных статей и оплатить регулярные расходы, такие как: оплата хостинга, доменного имени, SSL-сертификата, зарплата нашим авторам.
Ещё записи из рубрики «Оформление ПСД»
13.02.2022 · 0 ·
Динамические блоки болтов, гаек, шайб по ГОСТу Представляю вашему вниманию динамические блоки болтов, гаек, шайб выполненные по ГОСТу в программе AutoCad в.
23.05.2020 · 0 ·
Порядок следования цепей в рядах зажимах В данной статье речь пойдет о порядке следования цепей в рядах зажимах на панелях (шкафах) защиты и.
09.12.2016 · 0 ·
Шаблон ряда зажимов в формате DWG Многие кто начинал составлять ряды зажимов (клеммники) задавали себе вопрос как нужно составлять ряды.
05.01.2020 · 0 ·
Эвакуационные знаки безопасности по ГОСТ 12.4.026-2015 в формате dwg Представляю вашему вниманию эвакуационные знаки безопасности по ГОСТ 12.4.026-2015 выполненные в программе.
12.12.2016 · 0 ·
Шаблон кабельного журнала для рабочих чертежей марок ЭМ и ЭН в формате DWG В данной статье приводятся примеры кабельных журналов выполненные в программе Autocad в формате dwg в.
Оставить комментарий Отменить ответ
Отправляя сообщение, Вы разрешаете сбор и обработку персональных данных.
Политика конфиденциальности.
Пример расчета уставок кабельной линии 10 кВ с ответвлениями
В данной статье будет рассматриваться пример расчета уставок токовых защит для кабельной линии 10 кВ с ответвлениями.
Согласно ПУЭ 7-издание пункт 3.2.93 на линиях с односторонним питанием от многофазных КЗ должна предусматриваться двухступенчатая токовая защита.
Первая ступень – токовая отсечка (ТО) без выдержки времени, вторая ступень максимально-токовая защита (МТЗ) с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени.
В конце каждого ответвления установлены трансформаторы типа ТМГ 10/0,4 кВ, защищенные предохранителями типа ПКТ. Расчетная схема кабельной линии 10 кВ представлена на рис.1.
1. Параметры питающей системы:
- Uc.ном = 10,5 кВ – среднее номинальное напряжение системы;
- Iк.мах. = 5500 А – ток КЗ системы в максимальном режиме на шинах 10 кВ;
- Iк.min. = 5030 А – ток КЗ системы в минимальном режиме на шинах 10 кВ;
2. Характеристики трансформаторов 10,5/0,4 кВ
| Тип тр-ров | Мощность Sном., кВА | Номинальное напряжение, кВ | Напряжение короткого замыкания Uк, % |
|
|---|---|---|---|---|
| ВН | НН | |||
| ТМГ-160/10 | 160 | 10,5 | 0,4 | 4,5 |
| ТМГ-250/10 | 250 | 10,5 | 0,4 | 4,5 |
| ТМГ-400/10 | 400 | 10,5 | 0,4 | 4,5 |
3. Параметры линий:
Значения активных и реактивных сопротивлений для кабеля марки АСБ-10 сечением 35 мм2 определяем по таблице 2-5 [Л1.с 48].
- Rуд.=0,894 Ом/км – удельное активное сопротивление;
- Худ. = 0,095 Ом/км – удельное реактивное сопротивление;
- L1 = 1500 м – длина кабельной линии КЛ-1;
- L2 = 1000 м – длина кабельной линии КЛ-2;
4. Для защиты кабельной линии применяется микропроцессорный терминал типа Sepam 1000+S40 компании «Schneider Electric».
5. Трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-10-100/5:
- Iтт1ном. = 100 А –номинальный первичный ток ТТ;
- Iтт2ном. = 5 А –номинальный вторичный ток ТТ;
- nт = Iтт1ном./ Iтт2ном. = 100/5 = 20 – номинальный коэффициент трансформации ТТ.
1. Расчет тока трехфазного КЗ
1.1. Определяем максимальный рабочий ток для трансформаторов 10,5/0,4 кВ:
1.2. Определяем полное сопротивление двухобмоточных трансформаторов 10,5/0,4 кВ по выражению 25 [Л2. с. 27]:
- Uном. – номинальное напряжение трансформатора, кВ;
- Sном. – номинальная мощность трансформатора, кВА;
Еще в технической литературе вы можете встретить, вот такую формулу по определению полного сопротивления трансформатора.
Как мы видим результаты совпадают.
1.3. Определяем сопротивление системы в максимальном режиме по выражению 3 [Л2. с. 5]:
1.4. Определяем сопротивление кабельных линий с учетом длины, по формулам представленным в [Л5. с. 21]:
1.5. Рассчитаем ток трехфазного КЗ в точке подключения трансформаторов (точка К2), ближних к источнику питания (в конце кабельной линии КЛ-1):
1.6. Рассчитаем ток трехфазного КЗ в точке К3 в конце кабельной линии КЛ-2:
2. Расчет токовой отсечки линии
Согласно [Л3, с.39] селективность токовой отсечки без выдержки времени установленной на линии обеспечивается выбором ее тока срабатывания Iто.с.з. большим, чем максимальное значение тока КЗ Iк.з.макс. при повреждении в конце защищаемой линии.
При расчете ТО линии, по которой питается несколько трансформаторов, ТО должна отстраиваться от КЗ на выводах ближайшего трансформатора для обеспечения селективности между ТО и защитами трансформаторов [Л4, с.22] (см. пример 12 [Л3, с.102]).
2.1. Определяем ток срабатывания токовой отсечки по выражению 1-17 [Л3, с.39]:
где: kн – коэффициент надежности, для цифровых терминалов, в том числе Sepam принимается в пределах 1,1 – 1,15;
Токовую отсечку нужно отстраивать не только от максимального значения тока КЗ, но и отстраивать от бросков тока намагничивания (БТН) силовых трансформаторов согласно [Л3, с.41].
Данные токи возникают в момент включения под напряжения ненагруженного трансформатора и могут достигать значения 5-7*Iном.тр.
Однако как показывает практика, выбор тока срабатывания ТО по условию отстройки от максимального значения тока КЗ, обеспечивает и отстройку от бросков тока намагничивания.
2.2. Для проверки себя, выполним условие отстройки ТО от бросков тока намагничивания по выражение 4.12 [Л4, с.22]:
- kбтн = 5 — 7 – коэффициент броска тока намагничивания;
- ∑Iном.тр. – сумма номинальных токов всех трансформаторов, питающихся по линии, А;
2.3. Определяем вторичный ток срабатывания реле по формуле 1-3 [Л3, с.18]:
где: kсх=1 — когда вторичные обмотки трансформаторов тока, выполнены по схеме «полная звезда» и «неполная звезда»;
2.4. Определяем коэффициент чувствительности при двухфазном к.з. в минимальном режиме по выражению 1-5 [Л3, с.19]:
Согласно ПУЭ 7 издание пункт 3.2.21.2 kч.то > 1,5.
Принимает ток срабатывания ТО Iто.с.з.=2849 A, время срабатывания ТО t = 0 сек.
3. Расчет МТЗ линии
3.1. Определим ток срабатывания МТЗ по условию отстройки от самозапуска двигателей нагрузки после восстановления питания действием автоматики по выражению 1-1 [Л3, с.16]:
- kн = 1,1 – 1,15 – коэффициент надежности, берется по ана0логии из расчета ТО;
- kв — коэффициент возврата, для цифровых терминалов рекомендуется принимать – 0,96, для Sepam принимается 0,935;
- kсзп. – коэффициент самозапуска, в связи с тем, что в данном примере линия питает только бытовую нагрузку (двигательная нагрузка — отсутствует), по опыту эксплуатации и проведенных исследований рекомендуется принимать kсзп. = 1,2 – 1,3 [Л3, с.75, 111], при условии, что время срабатывания защиты будет не менее 0,5 с.
Если же у вас в виде нагрузки преобладают асинхронные двигатели напряжением до 1000 В, в этом случае нужно определить коэффициент самозапуска.
В качестве примера, расчет коэффициента самозапуска, рассмотрен в статье: «Пример выбора уставок секционного выключателя 6(10) кВ».
Iраб.макс. – максимальный рабочий ток линии, то есть Iраб.макс. – это сумма номинальных токов всех трансформаторов, питаемых по защищаемой линии, без учета коэффициента загрузки трансформаторов.
Определяя Iраб.макс. без учета коэффициента загрузки, мы создаем определенный расчетный запас на несколько лет.
3.2. Определяем вторичный ток срабатывания реле по выражению 1-3 [Л3, с.18]:
3.3. Определяем коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ в основной зоне действия защиты (точка КЗ с наименьшим током КЗ) по выражению 1-5 [Л3, с.19]:
3.4. Определяем коэффициент чувствительности в зоне резервирования, т.е. когда КЗ у нас на шинах 0,4 кВ трансформаторов ответвления.
3.4.1. Определим токи КЗ за трансформаторами:
3.4.2. Определяем коэффициенты чувствительности при двухфазном КЗ в зоне резервирования:
Согласно ПУЭ 7-издание пункт 3.2.25 kч ≥1,2. Очень часто МТЗ не чувствительна к повреждениям за маломощными трансформаторами, в этом случае, допускается не резервировать отключение КЗ за трансформаторами, согласно ПУЭ 7-издание пункт 3.2.17.
3.5. Определяем ток срабатывания МТЗ по условию согласования с плавкими вставками предохранителей трансформаторов по выражению 4.3 [Л4, с.16]:
- kотс. = 1,3 – коэффициент отстройки;
- k”отс. = 2 – коэффициент отстройки от номинального тока плавкой вставки предохранителей;
- Iвс.ном.макс. – наибольший из номинальных токов плавких вставок предохранителей, А;
- ∑Iраб.макс. – суммарный ток нагрузки неповрежденных присоединений, А.
Если же в место предохранителя у вас установлен автоматический выключатель, то ток срабатывания определяется по формуле 4.4 [Л4, с.16]:
Предварительно принимает наибольший ток срабатывания МТЗ Iс.з. = 195 A.
3.6. Определяем выдержку времени МТЗ с независимой времятоковой характеристикой.
Как видно из рис. П-11 при токе МТЗ Iс.з. = 195 A время плавления плавкой вставки достигает 8 с, что неприемлемо, поэтому нужно увеличить ток срабатывания МТЗ, что бы уменьшить время срабатывания.
Построим карту селективности для предохранителя ПКТ-50 по следующим точкам используя типовую времятоковую характеристику (см. рис. П-11): 200А – 8 с, 400 А – 0,55 с, 500 А – 0,3 с, 600 А – 0,18 с, 700 А – 0,14 с, 800 А – 0,09 с, 900 А – 0,07 с, 1000 А – 0,05 с.
В соответствии с ГОСТ 2213-79 отклонения значения ожидаемого тока КЗ при данном времени плавления плавкого элемента tпл. от значения тока КЗ, получаемого по типовой времятоковой характеристике плавления, не должно превышать ±20%.
Исходя из этого, типовая характеристика предохранителя типа ПКТ 50 должна быть смещена вправо на 20%.
Построим времятоковую характеристику с учетом 20% по следующим точкам:
- 200А + 20% = 240 А – 8 с;
- 400А + 20% = 480 А – 0,55 с;
- 500А + 20% = 600 А – 0,3 с;
- 600А + 20% = 720 А – 0,18 с;
- 700А + 20% = 840 А – 014 с;
- 800А + 20% = 960 А – 0,09 с;
- 900А + 20% = 1080 А – 0,07 с;
- 1000А + 20% = 1200 А – 0,05 с;
Исходя из времятоковой характеристики плавких предохранителей, принимаем ток срабатывания МТЗ Iс.з. = 500 A, при таком токе плавкая вставка предохранителя расплавится за время tвс = 0,3 с.
Согласно [Л3, с.78] ступень селективности между защитой линии 10 кВ и предохранителем должна быть в пределах ∆t = 0,5 – 0,7 с.
3.6.1. Определяем время срабатывания МТЗ линии:
tс.з. = tвс + ∆t = 0,3 + 0,5 = 0,8 с
Принимает ток срабатывания МТЗ Iс.з. = 500 A и время срабатывания МТЗ tс.з. = 0,8 с.
1. Проектирование кабельных сетей и проводок. Хромченко Г.Е. 1980 г.
2. Расчет токов короткого замыкания в электросетях 0,4-35 кВ, Голубев М.Л. 1980 г.
3. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. М. А. Шабад, 2003г.
4. СТО ДИВГ-059-2017 «Релейная защита распределительных сетей 6-10 кВ. Расчет уставок. Методические указания» ООО «НТЦ «Механотроника» 2017 г.
5. Расчет токов короткого замыкания для релейной защиты. И.Л.Небрат. 1998 г.
Всего наилучшего! До новых встреч на сайте Raschet.info.
Поделиться в социальных сетях
Благодарность: Если вы нашли ответ на свой вопрос и у вас есть желание отблагодарить автора статьи за его труд, можете воспользоваться платформой для перевода средств «WebMoney Funding» и «PayPal» . Данный проект поддерживается и развивается исключительно на средства от добровольных пожертвований. Проявив лояльность к сайту, Вы можете перечислить любую сумму денег, тем самым вы поможете улучшить данный сайт, повысить регулярность появления новых интересных статей и оплатить регулярные расходы, такие как: оплата хостинга, доменного имени, SSL-сертификата, зарплата нашим авторам.
Ещё записи из рубрики «Расчеты РЗА»
11.06.2016 · 62 ·
Расчет уставок релейной защиты трансформатора 10/0,4 кВ Содержание Общая частьИсходные данныеРасчет уставок токовой отсечки (ТО) Расчет уставок.
02.04.2017 · 0 ·
Самозапуск электродвигателей 380 В Под явлением самозапуска электродвигателей понимается следующее: при к.з. на линии она отключается.
27.09.2016 · 2 ·
Расчет уставок дифференциальной защиты трансформатора на терминале RET 670 Требуется выполнить расчет уставок дифференциальной защиты на терминале RET 670 (фирмы «ABB») для защиты.
25.06.2019 · 2 ·
Расчет уставок асинхронного двигателя мощностью более 2 МВт В данной статье будет рассматриваться пример расчета уставок асинхронного двигателя с прямым пуском.
09.12.2018 · 0 ·
Расчет уставок линии к конденсаторной установке 6 кВ Содержание 1. Общая часть2. Исходные данные3. Токовая отсечка4. Защита от перегрузки5.Защита от повышения.
Здравствуйте! Очень полезная статья! Но у меня возникли дополнительные вопросы:
1. Как правильно при расчете токов КЗ рассчитать сопротивление двух, трех или четырех параллельных КЛ ?
2. Как правильно при расчете токов КЗ рассчитать сопротивление ВЛ? Также у меня возникла ситуация, что необходимо при расчете токов КЗ учесть сопротивление ВЛ-6кВ 2хАС 500/63 (по два провода на фазу) длиной 50м. Возможно ли это сделать, не влезая в дебри дополнительных параметров, комплексных чисел и т.п.?
Буду благодарен Вам за развернутые ответы!
Здравствуйте!
1. Для начала составьте схему замещения и после этого преобразуйте схему замещения. Подробно как нужно преобразовывать схемы замещения относительно заданной точки КЗ при последовательном и параллельном сложении ветвей рассмотрен в книге: «Расчет токов короткого замыкания для релейной защиты. И.Л.Небрат. 1998 г.» страница 23.
2. Сопротивление провода 2хАС 500/63 рассчитываете как и кабель, активные и индуктивные сопротивления для провода АС 500/63 берете из справочников, либо можно рассчитать самому (см. статью: Определение активных и индуктивных сопротивлений проводов).
3. Если в ВЛ-6 кВ используется два провода АС 500/63 полученное активное и индуктивное сопротивление разделить на 2 (параллельное соединение).
День добрый. Произвел расчёт Кч ТО — он по расчёту получается 0,43 меньше 1,5 как ни крути, все перепроверил на поиск ошибок, оказывается по исходным данным ток кз в мин. режиме 1130 А по данным от сетевой компании оказывается намного меньше расчётного тока срабатывания в = 1,15*2140 А. Что делать? Может быть такое?
Здравствуйте! Не пойму как у Вас может получится ток трехфазного КЗ в точке подключения трансформаторов 2140 А. Если на шинах у вас в мин.режиме 1130 А. Хотелось бы увидеть как вы считаете ток трехфазного КЗ и однолинейную схему.
Здравствуйте. исходные данные для 3-х фазного КЗ ?
Iк.мах. = 5500 А – ток КЗ системы в максимальном режиме на шинах 10 кВ;
Iк.min. = 5030 А – ток КЗ системы в минимальном режиме на шинах 10 кВ;
2.4. Определяем коэффициент чувствительности при двухфазном к.з. в минимальном режиме…. в формуле используется Iк.min. = 5030 А
Что бы получить значение двухфазного к.з., нужно значение трехфазного к.з. умножить на √3/2. В формуле это и выполнено.
Здравствуйте!
Подскажите пожалуй что делать если коэффициент чувствительности меньше 1,1, Кн брал 1,2 (для РТ-40). У меня схема кольцевая, ТП стоят рядом.
Доброе время суток! В Вашем примере я не совсем понял, как выбирается итоговое значение тока срабатывания МТЗ — 500А. А почему, скажем, не 550 или 700? Эти значения также удовлетворяют Вашим условиям и время плавления плавкой вставки при них еще меньше. У Шабада М.А. в «Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей», 2003 на стр. 27-30 приведен подобный пример расчета и там время срабатывания МТЗ определяется по расчетному току, равному 0,8 тока двухфазного КЗ на выводах 10кВ трансформатора при работе системы в минимальном режиме. Может и в Вашем примере целесообразно поставить подобное ограничение «сверху»?
Добрый день. Почему при расчета Тока кз в точке к3 вы не учитывали сопротивление трансформаторов подключенных в точке к2 ?
Здравствуйте. Из расчетов непонятно, каким образом обеспечивается защита кабелей 10 кВ от перегрузки?
Отправляя сообщение, Вы разрешаете сбор и обработку персональных данных.
Политика конфиденциальности.