Turkish
Icu ve Ics’nin ne anlama geldiğini bilmek bir şeydir. Kartınızın gerçekte ne kadar arıza akımı ile karşılaşacağını bilmek ise başka bir şeydir ve bu, her kapasite artışı kararı neye bağlıdır. Yine de bu değer genellikle tahmin edilir — çoğunlukla bir önceki işte kullanılan derecelendirmeyi aynen kopyalayarak.
Tahminler her iki yönde de yanlış çıkabilir. Kapasiteyi düşük tahmin ederseniz, karşılaştığı arızayı güvenli bir şekilde gideremeyecek bir devre kesici kurarsınız; bu da bir performans eksikliğinden ziyade gerçek bir güvenlik tehlikesidir. Aşırı tahmin ederseniz, binadaki her bir panoda asla kullanılmayacak kapasite için fazladan maliyet ödersiniz. Bu kılavuz, hesaplamayı, önemli ayarlamaları ve sonucun kesme kapasitesi derecesine nasıl karşılık geldiğini adım adım açıklamaktadır.
Radyal bir alçak gerilim sistemini besleyen tek bir transformatör söz konusu olduğunda, transformatör empedansı, kendisinden yukarıdaki tüm sistemi belirleyici bir rol oynar. Yüksek gerilim şebekesi genellikle o kadar büyüktür ki, buna kıyasla katkısı önemsiz kalır; dolayısıyla bunu göz ardı etmek, biraz ihtiyatlı bir sonuç verir — ki bu, doğru türden bir hatadır.
Bu ilişki oldukça basittir. Transformatör empedansı, kısa devre yapmış bir sekonder devreye tam yük akımını iletmek için gereken birincil gerilimin yüzdesi olarak ifade edilir. Dolayısıyla, 5% empedansına sahip bir transformatör, cıvatalı bir arızaya tam yük akımının yaklaşık 100 ÷ 5 = 20 katını iletir.
Dolayısıyla, iki aşamalı yöntem şöyledir:
Uygulama örneği: 1.000 kVA’lık bir transformatör, ikincil gerilim 400 V, 5% empedansı.
Bu tek sonuç bile zaten önemlidir: 5% empedansına sahip 1.000 kVA’lık bir transformatör, uçlarında 29 kA’ya yakın bir akım üretir. Bu transformatörün hemen aşağısına 25 kA’lık bir panonun yerleştirilmesi, alçak gerilim dağıtım sistemlerinde en yaygın ve en ciddi spesifikasyon hatalarından biridir.
Transformatör değeri bir üst sınırdır, her yerde geçerli olan bir rakam değildir. Kaynak ile arıza noktası arasındaki her metre kablo, empedans ekler ve bu ek empedans, arıza akımını azaltır. 630 kVA’lık bir transformatörden 30 m uzaklıktaki bir panoda, transformatör terminallerine kıyasla önemli ölçüde daha az arıza akımı görülür.
Ticari bir kurulumda tipik aralıklar:
| Konum | Tipik olası arıza akımı | Neden |
|---|---|---|
| Transformatörün alçak gerilim terminalleri | 25–45 kA | Bunu sınırlayan tek şey transformatör empedansıdır |
| Ana dağıtım panosu | 20–35 kA | Transformatörden kısa kablo mesafesi |
| Alt dağıtım panosu | 10–20 kA | 20–50 m'lik kablo, önemli ölçüde empedans ekler |
| Son dağıtım panosu | 3–10 kA | Daha uzun hatlar, daha ince iletkenler |
| Priz | 1–5 kA | Uzun bir son turun sonu |
Asıl masraf burada yatıyor. Bir dağıtım sisteminin her kademesinde aynı 50 kA değerini belirlemek bir alışkanlıktır, hesaplamaya dayalı bir karar değildir. 50 kA’lık bir montaj, aynı konfigürasyondaki 25 kA’lık bir montajdan önemli ölçüde daha pahalı olabilir ve on adet alt dağıtım panosu söz konusu olduğunda bu fark, hiçbir işe yaramayan gerçek bir sermaye harcamasıdır.
Yalnızca transformatör formülü, radyal bir sistemi besleyen tek bir transformatör için sağlam bir ilk yaklaşımdır. Aşağıdaki durumlarda bu formül yeterli olmaktan çıkar:
Bu durumlar için standart yöntem IEC 60909 standardı veya buna eşdeğer ulusal yöntemdir. Uygulamada bu, elektronik tablo yerine güç sistemi yazılımı kullanılması anlamına gelir; zira paralel kaynaklar ve dengesiz arızalar söz konusu olduğunda, hesaplamalar elle yapılabilir olmaktan çıkar.
Tek kaynak sadece transformatör değildir. Bir arıza meydana geldiğinde çalışmakta olan motorlar sadece kendi ağırlığıyla hareket etmezler — ilk birkaç döngü boyunca jeneratör görevi görürler ve arızaya geri akım beslerler. Önemli miktarda motor yükü bulunan bir devre kartında bu katkı, yuvarlama hatası düzeyinde bir değer değildir.
Makul bir ilk yaklaşım, o noktaya bağlı motorların toplam tam yük akımının yaklaşık dört ila altı katını eklemek ve bunun birkaç döngü içinde azalmasını hesaba katmaktır. Bu, en çok tepe akımı ve ilk döngüdeki görev oranı açısından önemlidir; ayrıca, basit transformatör yönteminin endüstriyel tesislerde nihai bir cevap yerine bir alt sınır olarak kabul edilmesinin nedenlerinden biridir.
Aynı mantık, tesis içi elektrik üretimi için de geçerlidir. Jeneratörler ve batarya destekli invertörler mevcut arıza akımına katkıda bulunur; ancak invertör tabanlı kaynaklar genellikle akım sınırlıdır ve benzer nominal değere sahip bir döner makineye kıyasla çok daha az katkı sağlar. Elektrik üretiminin olduğu durumlarda, kaynak verileri bir varsayımdan ziyade ekipman üreticisinden alınmalıdır.
Kırılma kapasitesiyle karşılaştırdığınız değer, simetrik RMS değeridir. Ancak bir arızanın ilk yarım döngüsü, asimetrik bir tepe akımına da yol açar ve bu tepe akımı, baralar, destekler ve iletken bağlantı elemanları üzerinde mekanik gerilime neden olur.
Ipk = κ × √2 × Isc, burada κ, devrenin X/R oranına bağlıdır ve alçak gerilim sistemlerinde genellikle 1,5 ile 2,2 arasındadır.
κ = 1,6 olduğu varsayılan 28,9 kA örneğini ele alırsak, yaklaşık 65 kA’lık bir tepe değeri elde edilir. Barası, daha düşük bir simetrik değerle ilişkili tepe değere göre boyutlandırılmış bir panol, kesme görevini başarıyla yerine getirse bile mekanik olarak arızalanabilir. Bu nedenle montaj değerlerinde her iki değer de belirtilir.
Kurulum noktasındaki olası arıza akımını belirledikten sonra, nominal değerin seçilmesi bir karşılaştırma işlemidir — bu karşılaştırmada aritmetik hesaplamalardan daha önemli olan iki kural vardır:
Ardından cihaz sınıfına geri dönelim. Belirli bir noktada hesaplanan seviye, bir MCCB’nin rahatlıkla karşılayabileceği değeri aşarsa ya da koordinasyon çalışması, zaman gecikmesini sağlamak için beyan edilmiş bir Icw gerektiriyorsa, o konumda çözüm büyük bir MCCB yerine bir hava devre kesici olabilir — bu, daha önce ortaya koyduğumuz bir ödünleşmedir MCCB ve ACB Karşılaştırması.
Bu, tesisatın belirli bir noktasında sıfır empedanslı (sabit) bir arıza meydana gelmesi durumunda o noktada akacak olan maksimum akımdır. Bu değer, kaynak empedansı ve kaynak ile söz konusu nokta arasındaki tüm unsurlar tarafından belirlenir.
Transformatörün kVA değeri ve ikincil geriliminden tam yük akımını hesaplayın, ardından bunu ondalık olarak ifade edilen empedansla bölün — eşdeğer olarak, tam yük akımını 100 ÷ Z% ile çarpın. Terminallerinde yaklaşık 28,9 kA veren 1.000 kVA, 400 V, 5% transformatör için.
Evet, bazen önemli ölçüde. Kaynak ile arıza noktası arasındaki kablo empedansı arıza akımını azaltır; bu nedenle, transformatörden 30 m uzaklıktaki bir alt dağıtım panosunda, transformatör terminallerine kıyasla çok daha az arıza akımı görülür. Uzun kablolar ve küçük kesitli iletkenler bu akımı en fazla azaltır.
Icu, cihazın kesebileceği maksimum değeri gösterir. Ics ise, kesintiden sonra cihazın hâlâ çalışır durumda kalabileceği seviyeyi gösterir. Bir arızanın giderilmesinden sonra devrenin çalışır durumda kalması gereken durumlarda, Ics, karşılaştırma için daha uygun ve daha ihtiyatlı bir değerdir.
İlk yarım döngüdeki asimetrik akım tepe değeri, simetrik RMS değerinden daha yüksektir; bu fark, X/R oranına bağlı olarak genellikle 1,5 ila 2,2 kat arasındadır. Bu değer, baraların ve desteklerin mekanik dayanıklılığını belirler; bu nedenle, kesicinin kesme kapasitesi yeterli olsa bile, montaj kapasitesi bu değeri karşılamalıdır.
Hata seviyesi çalışması akademik bir alıştırma değildir — bu çalışma, koruma sisteminizin güvenli olup olmadığını ve şalt sistemi bütçenizin gerçekten fayda sağlayacak alanlara harcanıp harcanmadığını belirleyen temel unsurdur. Düzgün bir şekilde yapılan ve kayıt altına alınan tek bir hesaplama, her ikisini de güvence altına alır.
MCCB’lerin boyutlandırmasını yapıyorsanız ve nominal değerlerinin transformatör verilerinizle ve kablo hatlarınızla uyumlu olup olmadığını kontrol ettirmek istiyorsanız, bize tek hat şemasını gönderin. Mühendislik ekibimizle iletişime geçin ve her seviyede gerçekten ihtiyacınız olan kopma kapasitesini teyit edeceğiz.
