Дифференциальная 3 защита 7ut612 4beso.by/protect/support/7ut612_rus.pdf ·...

C53000–G1176–C148–1

SIPROTEC

Дифференциальная защита 7UT612Версия 4.0

Руководство по эксплуатации

Предисловие i

Оглавление v

Введение 1Описание функций 2Монтаж и ввод в эксплуатацию 3Технические данные 4Приложения AУказатель

Siemens Aktiengesellschaft Buch-Nr. C53000–G1176–C148–1

Copyright Copyright © SIEMENS AG 2002. Все права защищены. Передача и тиражирование этого руководства, использование и сообщение его содержания не разрешается без соответствующего однозначного соглашения Siemens AG. Нарушение данного условия ведет к возмещению убытков. Все права защищены, в том числе и в отношении патентов и торговых марок.

Зарегистрированные торговые марки SIPROTEC, SINAUT, SICAM, и DIGSI зарегистрированные торговые марки SIEMENS AG. Остальные обозначения в этом

Ограничение ответственности Мы проверили текст данного руководства по эксплуатации на предмет соответствия с программным и аппаратным обеспечением устройства. Однако не исключены отклонения, поэтому полного совпадения мы не гарантируем. Текст данного руководства регулярно корректируется и выполняются необходимые правки. Будем признательны за Ваши предложения по совершенствованию документа. Технические изменения могут производиться без

i7UT612 Руководство по эксплуатацииC53000–G1176–C148–1

Предисловие

Цель данного руководства по эксплуатации

В данном руководстве по эксплуатации описаны функции, работа, установка и наладка устройства. В данном руководстве по эксплуатации Вы найдете:

• Описание функций устройства и регулируемые уставки → Глава 2,

• Инструкции по установке и наладке устройства → Глава 3,

• Список технических данных устройства → Глава 4,

Так же, в Приложении, приведено описание наиболее существенных данных для опытных пользователей.

Общая информация о разработке, конфигурации, и работе устройств семейства SIPROTEC® приводится в Руководстве по эксплуатации системы SIPROTEC® 4, заказ no. E50417–H1176–C151.

Потенциальные пользователи

Инженеры релейщики, инженеры наладчики, персонал, который вовлечен в установку, проверку и обслуживание устройств защиты, автоматики, и управления, а также оперативный персонал электроустановок и электростанций.

Применение данного руководства

Данное руководство пользователя предназначено для дифференциальной защиты SIPROTEC® 7UT612; фирменная версия 4.0.

Указание соответствий

Это устройство соответствует директиве Совета Европейских Объединений по законам государств - членов, относительно электромагнитной совместимости (EMC директива 89/336/EEC) и относительно электрооборудования для использования в точно установленных пределах напряжения (директива по низковольтному оборудованию 73/23/EEC).

Это соответствие было подтверждено испытаниями, проводимыми Siemens AG в соответствии со статьей 10 из Директивы Совета и общими стандартами EN 50081 и EN 50082 (для EMC директивы) и стандартами EN 60255-6 (для директивы по низковольтному оборудованию).

Это устройство разработано и изготовлено для использования в промышленной сфере.

Устройство соответствует международным стандартам IEC 60255 и немецким стандартам DIN 57435 часть 303 (соответствующим VDE 0435 часть 303).


ii 7UT612 Руководство по эксплуатацииC53000–G1176–C148–1

Другие стандарты ANSI C37.90.*.

Дополнительная поддержка

При желании получить дополнительную информацию, или, при возникновении специальных задач, которые не достаточно широко охвачены в данном руководстве, необходимо послать запрос местному представителю фирмы Sie-mens.

Курсы подготовки Предложения по индивидуальным курсам можно найти в нашем Каталоге Обучения или, возникшие вопросы можно отправить в наш учебный центр. Пожалуйста, свяжитесь с местным представителем фирмы Siemens.

Инструкции и предупреждения

Предупреждения и примечания, содержащиеся в данном руководстве по эксплуатации, служат для обеспечения безопасности персонала и поддержания соответствующего срока службы устройства. Пожалуйста изучите их!

Используются следующие термины:

ОПАСНОозначает, что если не приняты соответствующие меры безопасности, то следуют смерть или серьезные травмы обслуживающего персонала или существенные повреждения оборудования.

Вниманиеозначает, что если не приняты соответствующие меры безопасности, то возможны смерть или серьезные травмы обслуживающего персонала или существенные повреждения оборудования.

Предупреждениеозначает, что если не приняты соответствующие меры безопасности, то возможны травмы обслуживающего персонала или повреждения оборудования. Особенно это отосится к повреждению на или в устройстве непосредственно, и к последующим повреждениям сопутствующего оборудования.

Примечаниеуказывает информацию, относительно устройства или соответствующей части инструкции, которую необходимо выделить.


iii7UT612 Руководство по эксплуатацииC53000–G1176–C148–1

КВАЛИФИЦИРОВАННЫЙ ПЕРСОНАЛ

В данном руководстве по эксплуатации, квалифицированным персоналом называется персонал, знакомый с установкой, конструкцией и действием оборудования и возможностью возникновения опасностей. Кроме того, он имеет следующие квалификации:

• Обучен и уполномочен включать, выключать, очищать, заземлять и отмечать цепи и оборудование, в соответствии с установленными правилами безопасности.

• Обучен использованию защитного оборудования в соответствии с установленными правилами техники безопасности.

• Обучен оказанию первой помощи.

Типографские и символьные обозначения

При появлении буквенной информации от устройства или на самом устройстве в потоке текста используются следующие форматы текста:

Названия параметров, т.е. обозначения конфигурации или параметров функции, которые могут появляться "слово за словом" на дисплее устройства или на экране персонального компьютера (с программным обеспечением DIGSI® 4), отмечены жирными буквами монопространственного шрифта.

Опции параметров, т.е.возможные уставки параметров текста, которые могут появляться "слово за словом" на дисплее устройства или на экране персонального компьютера (с программным обеспечением DIGSI® 4), дополнительно отмечены шрифтом italic.

“Сообщения”, т.е. обозначение информации, которая может быть выдана устройством или запрошена от других устройств или переключающего оборудования, отмечено монопространственным шрифтом в кавычках.

Внимание! При работе данное оборудование находится под напряжением, опасным для жизни человека. Не соблюдение правил безопасности может привести к травмам обслуживающего персонала или повреждению оборудования.

С данным оборудование должен работать только квалифицированный персонал, ознакомившийся со всеми предупреждениями и правилами безопасности данного руководства и применяемыми правилами техники безопасности.

Успешное и безопасное действие этого устройства зависит от правильности установки, действия, и обслуживания квалифицированным персоналом, соблюдающим все предупреждения и правила безопасности, содержащиеся в данном руководстве по эксплуатации.

Необходимо соблюдать общий монтаж и правила техники безопасности (например, IEC, DIN, VDE, EN или другие национальные и международные стандарты), в особенности, для правильного использования подъемного механизма. Несоблюдение может привести к смерти и травмам персонала, или существенным повреждениям оборудования.


iv 7UT612 Руководство по эксплуатацииC53000–G1176–C148–1

Отклонения разрешаются в рисунках, когда тип обозначения может быть получен из иллюстрации.

В рисунках используются следующие символы:

Кроме этого, в соответствии с IEC 60617–12 и IEC 60617–13 используются, графические символы. Ниже приводятся наиболее часто используемые из них:

с адресом 1234 и возможными уставками On и Off

UL1–L2

Earth fault внутренний логический входной сигнал устройства

Earth fault внутренний логический выходной сигнал устройства

сигнал внутренней входной аналоговой величины

>Release внешн. бин. входной сигнал с функциональным номером Fno

Dev. Trip внешн. бин. выходной сигнал с функциональным номером Fno

On

Off

1234 FUNCTION

Адрес параметраНазвание параметра

Опции параметра

пример обозначения переключающегося параметра FUNCTION

FNo 567

FNo 5432

Входной сигнал аналоговой величины

≥1 Логический элемент ИЛИ

& Логический элемент И

инверсия сигнала

=1 Элемент одной величины (неравенство): выход активизируется,если активен один из входов

= Элемент одинаковых величин (равенство): выход активизируетсяесли оба входа одновременно активны или не активны

≥1 Динамические входы (переключение по пределам) выше с положительным, ниже с отрицательным пределом

Формирование одного выходного аналогового сигнала изнескольких входных аналоговых сигналов (например: 3)

17UT612 Руководство по эксплуатацииC53000–G1176–C148–1

Введение 1В данной главе представлено устройство SIPROTEC® 4 7UT612. Описание данного устройства содержит рекомендации по его применению, характеристики и обзор функций.

1.1 Предварительные операции 2

1.2 Применение 5

1.3 Особенности 7

1 Введение

2 7UT612 Руководство по эксплуатацииC53000–G1176–C148–1

1.1 Предварительные операции

Терминал цифровой дифференциальной защиты SIPROTEC® 7UT612 оборудован мощной микропроцессорной системой. Это обеспечивает полную цифровую обработку все функций устройства, начиная с получения замеряемых величин и заканчивая выводом команд для выключателей. На Рис. 1-1 приведена базовая структура устройства.

Аналоговые входы

Измерительные входы “MI” преобразуют токи, полученные от измерительных трансформаторов до уровней внутренних сигналов терминала. Устройство имеет 8 входов по току.

Дисплей налицев. панелиµC

∩

#

ОШИБКА

ÐÀÁÎÒÀ

Выходные реле,программируемыепользователем

Светодиоды налицевой панелипрограммируемыепользователем

Передний последов.рабочий инт-с

к ПК

Синхронизация по времени

радиочасы

IL1S1

IL2S1

IL3S1

I7

I8

7 8 94 5 61 2 3. 0 +/-ESC ENTER

Панель управления

Uaux

Программируемые бин. вх.

Питание

MI IA AD µC OA

кSCADA

ПК/модем/термодатчик

Задний последов.сервисн. инт-с

Последов. систеìí. èíò-ñ

PS

IL1S2

IL2S2

IL3S2

-

Рисунок 1-1 Структура аппаратного обеспечения цифровой дифференциальной защиты 7UT612 - примет для двухобмоточного трансформатора со сторонами S1 и S2

1.1 Предварительные операции


Три входа по току используются для подведения фазных токов на каждом из концов защищаемой зоны, дополнительный измерительный вход (I7) может быть использован для подведения любого желаемого тока, например, тока замыкания на землю, замеряемый между нейтралью обмотки трансформатора и землей. Вход I8 разработан для высокочувствительного определения тока, которое позволяет определять, например, небольшие токи утечки из бака силового трансформатора или реактора, или — при использовании внешнего последовательного сопротивления — однофазный вход може быть использован для получения напряжения (например, для защиты ячейки с реле, имеющим высокое спротивление).

Затем, аналоговые сигналы поступают в группу входных усилителей “IA”.

Группа входных усилителей “IA” обеспечивает наличие большого полного сопротивления для замеряемых сигналов и содержит фильтры, оптимизирующие сигналы в определенном диапазоне со скоростью зависящей от обработки сигналов.

Группа аналого-цифрового преобразователя “AD” содержит мультиплексор, аналого-цифровые преобразователи и модули памяти для передачи данных в систему микрокомпьютера “µC”.

Система микрокомпьютера

Кроме обработки измерительных величин система микрокомпьютера “µC” так же обеспечивает работу функций защиты и управления. Система микрокомпьютера выполняет следующие функции:

− Фильтрация и создание условий для измерительных сигналов.

− Непрерывный контроль измерительных сигналов.

− Контроль условий срабатывания для каждой функции защиты.

− Формирование измерительных сигналов, т.е. преобразование токов в соответствии с группой соединения защищаемого силового трансформатора (при использовании дифференциальной защиты для защиты трансформатора) и приведение амплитуд токов.

− Формирование дифференциальных величин и величин торможения.

− Анализ частот фазных токов и величин торможения.

− Расчет абсолютных величин токов для для термической характеристики и сканирования увеличения температуры защищаемого объекта.

− Опрос пороговых величин и согласование времен.

− Обработка сигналов для логических функций.

− Принятие решений о выдаче команд на отключение.

− Хранение информации о повреждениях, аварийных сигналах и данных для анализа системного повреждения.

− Работа системы и управление дополнительными функциями, такими как запись данных, часы реального времени, коммуникации, интерфейсы и т.д.

Информация проходит через выходной усилитель “OA”.

Бинарные входы и выходы

Система микрокомпьютера через бинарные входы получает внешнюю информацию, такую как дистанционный ввод уставок или блокирование команд

1 Введение


для защищаемых элементов. Система “µC” выдает информацию на внешнее оборудование через выходные контакты. В основном, эта информация включает в себя команды на отключение выключателей и внешнюю сигнализацию важных событий и условий.

Элементы, расположенные на лицевой панели устройства

Светодиоды (LEDs) и экран жидко-кристаллического дисплея (ЖКД), расположенные на передней панели терминала, отображают информацию, такую как цели, замеряемые величины, сообщения связанные с происходящими событиями или повреждениями, и функциональный статус терминала 7UT612.

Встроенные панель управления и цифровые клавиши в сочетании с ЖКД обеспечивают местное взаимодействие с терминалом 7UT612. С их помощью можно получить всю информацию о терминале: уставки функций защиты и контроля, рабочие сообщения и сообщения о повреждениях, и замеряемые величины (см. Руководство по эксплуатации системы SIPROTEC®, заказ no. E50417–H1176–C151). Уставки могут быть модифицированы, как описано в главе 2.

Если устройство включает в себя функции контроля коммутационных устройств, то управление выключателями и другим оборудованием возможно с лицевой панели терминала 7UT612.

Последовательные интерфейсы

Последовательный рабочий интерфейс, расположенный на передней панели терминала, обеспечивает локальную связь устройства 7UT612 с персональным компьютером. Удобная обработка всех функций устройств SIPROTEC® 4 возможна при использовании программы DIGSI® 4.

Отдельный последовательный сервисный интерфейс обеспечивает дистанционную связь через модем, или местную связь через подстанционный главный компьютер, который постоянно подключен к терминалу 7UT612, при этом необходима программа DIGSI® 4.

Все данные терминала 7UT612 могут быть переданы центральному компьютеру или в основную систему управления через последовательный системный (SCADA) интерфейс. Для этого интерфейса, для удовлетворения особых приложений, необходимо использование различных протоколов и физических соглашений.

Другой интерфейс необходим для синхронизации по времени внутренних часов с помощью внешних источников синхронизации.

С помощью дополнительных интерфейсных модулей могут быть созданы различные протоколы коммуникаций.

Сервисный интерфейс, кроме того, может быть использован для подключения термодатчиков, необходимых для получения внешней температуры, для обработки, например, в защите от перегрузки.

Источник питания Терминал 7UT612 может быть запитан любым напряжением от обычных источников питания. Кратковременные падения напряжения питания, которые могут происходить при коротких замыканиях в системе питания, не опасны из-за наличия конденсатора (см. Технические данные, подраздел 4.1.2).

1.2 Применение


1.2 Применение

Цифровая дифференциальная защита 7UT612 является быстрой и селективной защитой от коротких замыканий в трансформаторах всех уровней напряжения, во вращающихся машинах, в последовательных и шунтирующих реакторах, или на коротких линиях и мини-шинах с двумя отходящими линиями. Так же, она может быть использована в качестве однофазной защиты шин с количеством отходящих линий до семи. Можно выполнить индивидуальное конфигурирование, которое будет оптимально подходить для защищаемого объекта.

Устройство также может использоваться при двухфазных подключениях в системах с номинальной частотой 162/3 Гц.

Основным преимуществом принципа действия дифференциальной защиты является мгновенное отключение в случае короткого замыканий в любой точке защищаемой зоны. Трансформаторы тока по концам сети ограничивают защищаемую зону. Этот твердый предел является причиной абсолютной селективности схемы дифференциальной защиты.

При использовании терминала в качестве защиты трансформатора, устройство обычно подключается к выводам трансформаторов тока, расположенным со стороны высшего и низшего напряжений силового трансформатора. Смещение фаз и межсцепление токов, возникающие благодаря соединению обмоток трансформатора, обрабатываются в устройстве с помощью расчетных алгоритмов. Условия заземления нейтрали(ей) могут быть адаптированы по желанию пользователя, они автоматически учитываются в алгоритмах расчетов.

При использовании терминала в качестве защиты генератора или двигателя, сравниваются токи, протекающие в нейтрали машины и ее зажимах. То же самое относится и к последовательным реакторам.

Терминал также может быть использован для защиты коротких линий или мини-шин с двумя отходящими линиями. Термин “короткие” означает, что соединения ТТ с устройством не приведут к увеличению нагрузки на трансформаторы тока.

При защите трансформаторов, генераторов, двигателей или шунтирующих реакторов с заземлеными нейтралями, ток, протекающий между нейтралью и землей может быть измерен и использован высокочувствительной защитой от замыканий на землю.

Наличие в устройстве шести измерительных входов по току позволеют организовать однофазную защиту шин с количеством отходящих линий до шести. В этом случае, на каждой фазе устанавливается по одному устройству 7UT612. В противном случае, при использовании одного устройства 7UT612 для организации защиты шин с шестью отходящими линиями требуется установка (внешних) суммирующих трансформаторов.

Дополнительно разработан высокочувствительный вход по току I8. Он может быть использован, например, для определения небольших токов утечки из бака трансформатора или реактора даже в случае повреждений с большим сопротивлениям.

При защите трансформаторов (автотрансформаторов), генераторов и шунтирующих реакторов с помощью терминала 7UT612 может быть сформирована система защиты ячейки с реле, имеющим большое

1 Введение


сопротивление. В этом случае, токи всех трансформаторов тока (одинакового типа), расположенных по концам защищаемой зоны, заводятся на обычный (внешний) резистор с высоким сопротивлением, ток которого измеряется с помощью высокочувствительноо входа по току I8 терминала 7UT612.

Устройство имеет функции резервной максимальной токовой защиты с выдержкой времени для всех типов защищаемых объектов. Эти функции могут быть использованы для любой стороны.

Термическая защита от перегрузки доступна при защите любого типа машины. Для учета температуры масла, она может быть дополнена функцией оценки температуры точки кипения и скорости старения, при использовании внешнего термодатчика.

Защита от несбалансированной нагрузки позволяет определять несимметричные токи. С ее помощью можно определить пофазные повреждения и токи обратной последовательности, которые особенно опасны для вращающихся машин.

Версия устройства, разработанная для применения при двухфазных соединениях и частоте 162/3 Гц, может быть использована при тяговом снабжении (трансформаторы или генераторы), она содержит все необходимые для данного применения функции (дифференциальную защиту, ограниченную защиту от замыканий на землю, максимальную токовую защиту, защиту от перегрузки).

Защита от отказа выключателя проверяет реакцию одного выключателя после выдачи ему команды на отключение. Она може быть привязана к любой из сторон защищаемого объекта.

1.3 Особенности



• Мощная 32-битная микропроцессорная система.

• Полная цифровая обработка измеряемых величин и управление, начиная с определения и оцифровывания аналоговых величин и заканчивая выдачей команд на отключение выключателей.

• Полная и надежная гальваническая развязка между внутренними рабочими цепями терминала 7UT612 и внешними цепями измерения, управления и питания обеспечивается благодаря конструкции аналоговых входных трансформаторов, бинарных входов и выходов, и преобразователей постоянного и переменного токов.

• Терминал подходит для защиты трансформаторов, генераторов, двигателей, узлов схемы или небольших шин.

• Простое обслуживание устройства при помощи встроенной панели управления или подключенного персонального компьютера с программой DIGSI® 4.

Дифферен-циальная защита трансформаторов

• Характеристика отключения с током торможения.

• Торможение от броска тока намагничивания с использованием второй гармоники.

• Отстройка с использрванием гармоник, обычной третьей или пятой, от токов погрешности при переходных процессах и в установившемся режиме, вызванных, например, перевозбуждением тансформаторов.

• Нечувствительность к кратковременному падению постоянного тока и насыщению трансформаторов тока.

• Высокая устойчивость к различному насыщению трансформатора тока.

• Мгновенное отключение при повреждениях с большим током.

• Независимость от условий заземления нейтрали(лей) силового трансформатора.

• Высокая чувствительность к замыканиям на землю благодаря обработке тока нейтрали, заземленной обмотки трансформатора.

• Встроенная обработка групп соединения трансформатора.

• Встроенная обработка коэффициента трансформации, включая обработку различных номинальных токов обмоток трансформатора.

Дифферен-циальная защита генераторов и двигателей


• Высокая чувствительность.

• Небольшое время отключения.



• Независимость от условий заземления нейтрали.

1 Введение


Дифферен-циальная защита мини-шин и коротких линий





• Контроль подведения токов с помощью рабочих токов.

Защита шин • Однофазная дифференциальная защита шин с количеством отходящих линий до шести.

• Одно реле устанавливается на одну фазу, или одно реле подключается через вставленные суммирующие трансформаторы тока.





• Контроль подведения токов с помощью рабочих токов.

Ограниченная защита от замыканий на землю

• Защита от замыканий на землю для заземленных обмоток трансформаторов, генераторов, двигателей, шунтирующих реакторов или формирователей нейтрали.


• Высокая чувствительность к замыканиям на землю в защищаемой зоне.

• Высокая устойчивость к внешним замыканиям на землю, благодаря отношениям амлитуд и фаз протекающих токов замыкания на землю.

Защита ячейки с реле, имеющим высокое сопротивление

• Высокочувствительное определение тока повреждения с использованием обычного (внешнего) нагрузочного резистора.



• Высокая устойчивость при оптимальной обработке.

• Терминал подходит для определения замыканий на землю заземленных генераторов, двигателей, шунтирующих реакторов и трансформаторах, включая автотрансформаторы.

• Терминал подходит для проведения замеров напряжения (с помощью тока на резисторе), необходимых для применения его в качестве защиты ячейки с реле, имеющим высокое сопротивление.

Защита от токов утечки из бака трансформатора

• Терминал подходит для защиты силовых трансформаторов или реакторов, бак которых изолирован или имеет высокое сопртивление отностельно земли.



• Контроль тока утечки, протекающего от бака в землю.

• Защита может быть подключена через “нормальный” вход по току или специальный высокочувствительный вход по току устройства (наименьшая уставка составляет 3 мА).

Максимальная токовая защита с выдержкой времени для фазных токов и тока НП

• Две ступени максимальной токовой защиты с независимыми выдержками времени для каждого из фазных токов и остаточного (утроенного тока нулевой последовательности) тока могут быть привязаны к любой стороне защищаемого объекта.

• Дополнительная ступень максимальной токовой защиты с инверсной выдержкой времени для каждого из фазных токов и тока НП.

• Возможен выбор различных характеристик инверсной выдержки времени в соответствии с различными стандартами, или использование характеристики, определенной пользователем.

• Все ступени могут быть скомбинированы по желанию пользователя; для фазных токов и тока НП могут быть выбраны различные характеристики.

• Имеется функция внешнего блокирования для любой желаемой ступени (например, для реверсивного блокирования).

• Мгновенное отключение при включении любой желаемой ступени на устойчивое повреждение.

• Отстройка от броска тока с помощью второй гармоники измеряемых токов.

• Динамическое отключение параметров максимальной токовой защиты с выдержкой времени, например, при включении электроустановки с холодной нагрузкой.

Максимальная токовая защита с выдержкой времени для тока замыкания на землю

• Две ступени максимальной токовой защиты с независимыми выдержками времни для тока замыкания на землю, подведенного ко входу по току I7 (например, тока между нейтралью и землей).

• Дополнительная ступень максимальной токовой защиты с инверсной выдержкой времени для тока замыкания на землю.


• Все ступени могут быть скомбинированы по желанию пользователя.

• Имеется функция внешнего блокирования для любой желаемой ступени (например, для реверсивного блокирования).

• Мгновенное отключение при включении любой желаемой ступени на устойчивое повреждение.

• Отстройка от броска тока с помощью второй гармоники измеряемых токов.

• Динамическое отключение параметров максимальной токовой защиты с выдержкой времени, например, при включении электроустановки с холодной нагрузкой.

1 Введение


Однофазная максимальная токовая защита с выдержкой времени

• По желанию могут быть скомбинированы две ступени максимальной токовой защиты с независимыми выдержками времени.

• Защита может быть использована для любого желаемого определения однофазного повышения тока.

• Защита может быть привязана ко входу по току I7 или высокочувствительному входу по току I8.

• Защита может быть использована для определения очень небольших токов (например, при использовании терминала в качестве защиты ячейки с реле, имеющим большое сопротивление, или защиты от тока утечки из бака трансформатора, см. выше).

• Защита может быть использована для определения любого желаемого напряжения переменного тока, при использовании внешнего последовательного сопротивления (например, при использовании терминала в качестве защиты ячейки с реле, имеющим большое сопротивление, см. выше).

• Имеется функция внешнего блокирования для любой желаемой ступени.

Защита от несбаланси-рованной нагрузки

• Обработка тока обратной последовательности любой желаемой стороны защищаемого объекта.

• Две ступени с независимыми выдержками времени для тока обратной последовательности и одна дополнительная ступень с инверсной выдержкой времени.


• Все ступени могут быть скомбинированы по желанию пользователя.

Защита от термической перегрузки

• Термическая характеристика тепловых потерь, вызванных протеканием тока.

• Действительный расчет абсолютных величин тока.

• Защита может быть привязана к любой желаемой стороне защищаемого объекта.

• Регулируемая термическая ступень, выдающая предупреждающее сообщение.

• Регулируемая токовая ступень, выдающая предупреждающее сообщение.

• Альтернативная оценка температуры точки кипения в соответствии со стандартом IEC 60354 с расчетом реверсивной мощности и скорости старения (с помощью внешнего датчика температуры сопротивления подведенного к температурному преобразователю).

Защита от отказа выключателя

• Контроль протекания тока по каждому из полюсов выключателя стороны защищаемого объекта, к которой привязана защита.

• Возможен контроль положения выключателя (если доступны промежуточные контакты выключателя).

• Запуск от любой встроенной функции защиты.



• Запуск от внешних функций отключения через бинарный вход.

Прямое внешнее отключение

• Отключение любого выключателя от внешнего устройства через бинарные входы.

• Учет внешних команд во внутренней обработки информации и командах на отключение.

• Наличие или отсутствие выдержки времени на отключение.

Обработка внешней информации

• Учет внешних сигналов (информации, определяемой пользователем) при обработке внутренней информации.

• Предопределенные сообщения, при использовании терминала в качестве защиты трансформатора, для Buchholz защиты и при газификации масла.

• Передача информации на выходные реле, светодиоды, и через последовательный системный интерфейс на центральный компьютер подстанции.

Логические функции, определяемые пользователем (CFC)

• Свободно программируемая связь между внутренними и внешними сигналами для выполнения логических функций, определенных пользователем.

• Все обычные логические функции.

• Выдержки времени и опрос установленных точек измерения величин.

Ввод в действие; работа

• Всесторонние средства поддержки для действия и ввода в действие терминала.

• Выдача всех измеряемых величин, амплитуд и отношений фаз.

• Выдача рассчитанных дифференциального тока и тока торможения.

• Встроенные вспомогательные инструменты могут быть визуализированы с помощью стандартного browser: векторные диаграммы всех токов всех сторон и точек замера защищаемого объекта выводятся на дисплей в виде графиков.

• Проверки подключения и направленности, а так же проверка интерфейсов.

Функции контроля • Контроль внутренних цепей измерения, напряжения питания, аппаратного и программного обеспечения, что приводит к увеличению надежности терминала.

• Контроль вторичных цепей трансформаторов тока с использованием проверок симметрии и чередования.

• Проверка состава уставок защит защищаемых объектов и привязки входов по току: система процессора не запустится при несоответствии уставок, поскольку это может привести к нарушению работы .

• Возможен контроль цепей отключения.

Дополнительные функции

• Часы реального времени буфферной батареи, которые могут быть синхронизированы с помощью сигнала синхронизации (например, от DCF77,

1 Введение


IRIG B через спутниковый приемник), бинарного входа или системного интерфейса.

• Непрерывный расчет измеряемых величин и выдача их на лицевую панель терминала. Индикация измеряемых величин всех сторон защищаемого объекта.

• Хранение до 8 событий (протокол отключений) повреждения (повреждения энергосистемы), с реальными метками времени (с точностью до мс).

• Хранение осциллограмм и передача данных по аналоговым и сконфигурированных пользователем путям бинарных сигналов с максимальным диапазоном времени равным приблизительно 5 с.

• Статистика: счетчик команд на отключение, выдаваемых терминалом, запись токов повреждения и аккумулирование токов прерывания.

• Связь с центральным оборудованием контроля и хранения данных через последовательные интерфейсы с выбором кабеля данных, модема, или оптоволокна.


Описание функций 2В данной главе описываются многочисленные функции, реализованные в устройстве SIPROTEC® 7UT612. Для каждой функции приводятся возможные варианты уставок, рекомендации по их выбору и диапазоны уставок, а также необходимые расчетные формулы.

2.1 Общие положения 62

2.2 Дифференциальная защита 86

2.3 Ограниченная защита от замыканий на землю 121

2.4 Максимальная токовая защита с выдержкой времени для фазных токов и тока нулевой последовательности 132

2.5 Максимальная токовая защита с выдержкой времени для тока замыкания на землю 161

2.6 Динамическое срабатывание при отсутствии нагрузки для максимальной токовой защиты с выдержкой времени 175

2.7 Однофазная максимальная токовая защита с выдержкой времени 181

2.8 Защита от несбалансированной нагрузки 192

2.9 Термическая защита от перегрузки 201

2.10 Температурные преобразователи для определения перегрузки 215

2.11 Защита от отказа выключателя 225

2.12 Обработка внешних сигналов 230

2.13 Контроль функций 233

2.14 Функциональный контроль 245

2.15 Вспомогательные функции 250

2.16 Обработка команд 266

2 Описание функций


2.1 Общие положения

Через несколько секунд после включения устройства, на его жидко кристаллическом дисплее (ЖКД) появляется изображение, выбранное по умолчанию. В устройстве 7UT612 появляется изображение измеряемых величин.

Конфигурирование уставок (подраздел 2.1.1) может быть выполнено посредством персонального компьютера (ПК) с программным обеспечением DIGSI® 4 и отправлно в устройство через рабочий интерфейс,расположенный на лицевой панели, или через последовательный сервисный интерфейс. Работа с программным обеспечением DIGSI® 4 приводится в Руководстве пользователя системы SIPROTEC® 4, номер заказа E50417–H1176–C151. Для изменения конфигурации уставок требуется введение пароля No. 7 (для изменения уставок). Без введения пароля, уставки можно просмотреть, но изменить и передать в устройство нельзя.

Параметры функций, т.е. уставки свойств функций, пороговые величины и т.д. могут быть введены с помощью клавиатуры и представленны на лицевой панели устройства, или могут быть введены посредством ПК с программным обеспечением DIGSI® 4, подключенного к лицевому или сервисному интерфейсу устройства. В данном случае требуется введение пароля 5 уровня (для индивидуальных параметров).

2.1.1 Конфигурирование списка функций

Общие положения Терминал 7UT612 содержит функции защиты и дополнительные функции. Аппаратное обеспечение соответствует этим функциям. Кроме того, для индивидуальных нужд защищаемого объекта могут быть использованы команды (управляющие воздействия). При конфигурировании отдельные функции могут быть включены или отключены, или могут быть изменены взаимодействия между функциями.

Пример конфигурирования списка функций:

Терминал 7UT612 используется для защиты шин и трансформатора. Защита от перегрузки должна использоваться только для защиты трансформатора. Если устройство используется для защиты шин, то данная функция устанавливается как Disabled (Отключена), а если устройство используется для защиты трансформатора, то данная функция устанавливается как Enabled (Включена).

Доступные функции могут быть сконфигурированы как Enabled (Включены) или Disabled (Отключены). Некоторые функции могут иметь больше опций, они будут рассмотрены далее.

Функции, сконфигурированные как Disabled (Отключенные) не будут обрабатываться терминалом 7UT612. Они не будут выдавать сообщений, соответствующие уставки (функции, предельные величины и т.д.) не будут выводиться при детальном конфигурировании.



Определение списка уставок

Конфигурирование уставок может быть выполнено посредством ПК с программным обеспечением DIGSI® 4 и передано в устройство через рабочий интерфейс на лицевой панели, или через последовательный сервисный интерфейс. Работа с программным обеспечением DIGSI® 4 описывается в Руководстве пользователя системы SIPROTEC® 4, номер заказа E50417–H1176–C151 (раздел 5.3).

Для изменения конфигурации уставок требуется введение пароля No. 7 (для изменения уставок). Без введения пароля, уставки можно просмотреть, но изменить и передать в устройство нельзя.

Особые случаи Большинство уставок являются тривиальными. Ниже приводятся особые случаи. В Приложениях A.4 приводятся списки функций, которые подходят для различных защищаемых объектов.

Во-первых, необходимо определить какая из сторон защищаемого объекта будет называться стороной 1 (side 1), а какая стороной 2 (side 2). Выбор осуществляется произвольно. При использовании нескольких устройств 7UT612, стороны должны назваться последовательно, чтобы в дальнейшем их было легче привязывать. В качестве стороны 1 (side 1) рекомендуется выбрать:

− при защите трансформаторов - сторону высшего напряжения, но, если нейтраль стороны низшего напряженя заземлена, то в качестве стороны 1 предпочтительнее будет выбрать сторону низшего напряжения;

− при защите генераторов - строну зажимов;

− при защите двигателей и шунтирующих реакторов - сторону питания;

− при защите последовательные реакторов, линий и шин - сторону можно выбрать произвольно.

Определение стороны играет важную роль при введении последующих уставок конфигурирования.

При использовании функции изменения групп уставок, уставка по адресу 103 Grp Chge OPTION (Опция изменения группы уставок) должна быть введена как Enabled (Включена). В этом случае, при нормальной работе, существует возможность быстрого и удобного переключения четырех различных групп уставок параметров функций. Уставка Disabled (Отключено) позволяет использовать только одну группу уставок.

Определение защищаемого объекта (адрес 105 PROT. OBJECT (ЗАЩИЩАЕМЫЙ ОБЪЕКТ)) необходимо для определения параметров уставок и для распределения входов и выходов терминала по функциям защиты:

− Для обычных силовых трансформаторов с изолированными обмотками вводится уставка PROT. OBJECT = 3 phase transf. (ЗАЩИЩАЕМЫЙ ОБЪЕКТ = трехфазный трансформатор) вне зависимости от количества обмоток, группы соединения (взаимодействия обмоток) и состояния

Примечание:

Список доступных функций и уставки, введенные по умолчанию, зависят от номера заказа терминала (для получения более полной информации см. коды заказов в Приложениях).



нейтрали(ей). Данная уставка используется даже, если в защищаемой зоне располагается заземляющий реактор в нейтрали (см. Рис. 2-18, стр. 99).

− Опция Autotransf. (Автотрансформатор) выбирается для автотрансформаторов. Эта опция также используется дляшунтирующих реакторов, если трансформаторы тока установлены с обоих сторон точек соединения (см. Рис. 2-25 справа, стр. 104).

− Для опции 1 phase transf.(однофазный трансформатор), фазный вход L2 не подсоединяется. Эта опция подходит только для однофазных силовых трансформаторов при 162/3 Гц (проходные трансформаторы).

− Для генераторов и двигателей подходит одна и та же устака. Опция Genera-tor/Motor (Генератор/Двигатель) также подходит для последовательных реакторов и шунтирующих реакторов, которые оборудованы трансформаторами тока по обеим сторонам выводов.

− Опция 3ph Busbar (3фазные шины) используется, если терминал предназначен для защиты шин или ответвлений. Эта уставка также подходит для коротких линий, которые ограничиваются выводами трансформаторов тока. “Короткая” означает, что линия не дает недопустимой нагрузки на ТТ.

− Устройство может быть использовано в качестве однофазной дифференциальной защиты для шин с 7 отходящими линиями, либо при установке по одному устройству на фазу, либо при подключении одного устройства через внешние суммирующие ТТ. В этом случае выберается опция 1ph Busbar (1фазные шины). При этом в терминал необходимо ввести количество отходящих линий (адрес 107 NUMBER OF ENDS КОЛИЧЕСТВО КОНЦОВ)).

Измерительный вход I7 часто служит для подведения тока нейтрали. Уставка по адресу 108 I7-CT CONNECT. (I7-ТТ ПОДКЛЮЧ.) указывает, к какой стороне относится выбранный ток. При защите трансформаторов выбирается сторона с заземленной нейтралью, на которой будет измеряться ток. При защите заземленных генераторов и двигателей выбирается сторона, которая находится со стороны заземленной нейтрали. При защите автотрансформаторов выбирается любая сторона, поскольку для обоих сторон существует только один ток в нейтрали. Если ток, протекающий в нейтрали, не используется для дифференциальной защиты или ограниченной защиты от замыканий на землю, то вводится уставка: not used (не используется).

Если используется ограниченная защита от замыканий на землю, то она должна быть привязана к заземленной стороне по адресу 113 REF PROT. (ОГРАНИЧЕНАЯ ЗАЩИТА ОТ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ). Если защита использоваться не будет, то для нее вводится уставка Disabled (Отключено). При защите автотрансформаторов в качестве стороны привязки может быть выбрана любая из сторон.

Максимальная токовая защита с выдержкой времени так же должна быть привязана к одной из сторон защищаемого объекта.

− Для выбора стороны привязки фазной максимальной токовой защиты с выдержкой времени, используйте уставку по адресу 120 DMT/IDMT Phase (МТЗНВВ/МТЗИВВ фазная). При защите генераторов обычно выбирается сторона нейтрали, при защите двигателей - кторона зажимов. В других случаях, при одностороннем питании рекомендуется выбирать питающую сторону. Однако, обычно для защиты питающей стороны используется внешняя максимальная токовая защита с выдержкой времени. В этом случае,



внутренняя максимальная токовая защита терминала 7UT612 используется для защиты противоположной стороны. В этом случае, вне отходящей стороны, она используется как резервная защита.

− Для выбора характеристической группы, в соответствии с которой будет работать фазная максимальная токовая защита с выдержкой времени используется уставка по адресу 121 DMT/IDMT PH. CH (МТЗНВВ/МТЗИВВ фазная характеристика). Если защита используется только как максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени (МТЗНВВ) введите уставку Definite Time (Независимая выдержка времени). При необходимости, кроме МТЗНВВ может быть сконфигурирована максимальная токовая защита с инверсной выдержкой времени (МТЗИВВ). Последняя работает в соответствии со стандартами IEC (TOC IEC), ANSI (TOC ANSI) или в соответствии с характеристиками, определяемыми пользователем. В последнем случае, необходимо сконфигурировать характеристику времени отключения (User Defined PU) или характеристику времени отключения и характеристику времени сброса (User def. Reset). Для получения боле полной информации по характеристикам см. Технические данные.

− Уставкой по адресу 122 DMT/IDMT 3I0 (МТЗНВВ/МТЗИВВ 3I0) осуществляется привязка максимальной токовой защиты с выдержкой времени тока нулевой последовательности (остаточного) к любой из сторон защищаемого объекта. Это не обязательно должна быть та же сторона, что и для фазной максимальной токовой защиты (адрес 120, см. выше). Для введения характеристик МТЗ НП по адресу 123 DMT/IDMT 3I0 CH (МТЗНВВ/МТЗИВВ 3I0 характеристика) доступны те же опции. Однако, для МТЗ НП уставки могут отличаться от уставок, выбранных для фазной МТЗ. Эта функция защиты рассчитывает ток НП 3I0 контроллируемой стороны. Этот ток рассчитывается на основе соответствующих фазных токов.

− Существует другая земляная максимальная токовая защита с выдержкой времени, которая не зависит от описанной выше МТЗ НП. Эта защита, конфигурируемая по адресу 124 DMT/IDMT Earth (Земляная МТЗНВВ/МТЗИВВ), требует подведения тока к измерительному входу по току I7. В большинстве случаев, это токи изолированной или заземленной нейтрали (трансформатора, генератора, двигателя или шунтирующего реактора). Привязка к какой-либо из сторон защищаемого объекта не требуется, поскольку защита всегда обрабатывает ток со входа I7, то не имеет значения с какой стороны он подводится. Для данной защиты по адресу 125 DMT/IDMT E CHR. (Земляная МТЗНВВ/МТЗИВВ характеристика) можно выбрать один из типов характеристик, тем же образом, что и для фазной МТЗ, вне зависимости от типа характеристики, выбранной для фазной МТЗ.

Однофазная МТЗНВВ DMT 1PHASE (ОДНОФАЗНАЯ МТЗНВВ) для различных требований пользователя конфигурируется по адресу 127. Данная функция защиты имеет две опции. Она может получать измеряемый ток от “нормального” входа I7 (unsens. CT7 (нечувствит. ТТ7)) или высокочувствительного входа I8 (sens. CT8 (высокочувствит. ТТ8)). В последнем случае, защита может определять даже очень маленькие токи (от 3 мА на входе). Эта функция защиты подходит, например, для высокочувствительной защиты от замыканий на бак (см. подраздел 2.7.3) или защиты ячейки с реле, имеющим высокое сопротивление (см. подраздел 2.7.2). Данная защита не нуждается в привязке к какой-либо стороне и определению характеристики. Защита используется по требованиям пользователя.



Уставка защиты от несимметричной нагрузки по адресу 140 UNBALANCE LOAD (ЗАЩИТА ОТ НЕСИММЕТРИЧНОЙ НАГРУЗКИ) осуществляет ее привязку к какой-либо из сторон защищаемого объекта, т.е. учитывает ток обратной последовательности и проверяет наличие какой-либо несбалансированной нагрузки. Характеристика времени отключения по адресу 141 UNBAL. LOAD CHR (ЗАЩИТА ОТ НЕСИММЕТРИЧНОЙ НАГРУЗКИ характеристика) может быть установлена как независимая выдержка времени (Definite Time (Независимая выдержка времени)), или в соответствии со стандартами IEC (TOC IEC) или ANSI (TOC ANSI).

Для защиты от перегрузки необходимо определить сторону, токи которой подходят для определения перегрузки. Для этого используется уставка по адресу 142 Therm.Overload. Поскольку причина возникновения перегрузок находится вне защищаемого объекта, то ток перегрузки является проходным. Поэтому защиту не обязательно устанавливать с питающей стороны.

− При защите трансформаторов с РПН защита от перегрузки привязывается к нерегулируемой стороне, поскольку только на ней можно получить определенное отношение номинального тока и номинальной мощьности.

− При защите генераторов защита от перегрузки обычно привязывается со стороны нейтрали.

− При защите двигателей и шунтирующих реакторов защита от перегрузки подключается к трансформаторам тока с питающей стороны.

− При защите последовательных реакторов, линий и шин, сторона привязки выбирается произвольно.

− На шинах и воздушных линиях защита от перегрузки обычно не устанавливается, поскольку рассчитать увеличение температуры не представляется возможным. Климатические и погодные условия (температура, ветер) изменяются слишком быстро. С другой стороны, токовая ступень выдает предупредительный сигнал при перегрузке.

Уставка по адресу 143 Therm.O/L CHR. (ТЕРМИЧЕСКАЯ ПЕРЕГРУЗКА характеристика) определяет один из двух методов распознавания перегрузки:

− Защита от термической перегрузки с характеристикой в соотвтетсвии с IEC 60255-8 (classical),

− Защита от термической перегрузки с расчетом температуры точки кипения и скорости старения в соответсвии со стандартом IEC 60354 (IEC354),

Первый метод характеризуется простотой использования и небольшим количеством вводимых величин. Для использования второго метода необходимы детальные знания о защищаемом объекте, окружающей среде в которой он располагается и его охлаждении. Последнее полезно при выполнении защиты трансформаторов со встроенными термическими датчиками. Для получения более детальной информации см. раздел 2.9.

Если защита от перегрузки с расчетом температуры точки кипения используется в соответствии со стандартом IEC 60354 (адрес 143 Therm.O/L CHR. = IEC354), то к сервисному интерфейсу должен быть подключен хотя бы один термодатчик. Термодатчик информирует устройство о температуре охлаждения. Интерфейс устанавливается по адресу 190 RTD-BOX INPUT (ВХОД RTD). Для терминала 7UT612 это порт Port C. Количество температурных датчиков сопротивления и способ передачи информации от температурных преобразователей (RTD) устанавливаются по адресу191 RTD



CONNECTION: 6 RTD simplex или 6 RTD HDX (с 1 RTD) или 12 RTD HDX (с 2 RTD). Эти уставки должны соответствовать уставкам температурных преобразователей.

Примечание: Замеряемая температурная точка, необходимая для расчета температуры точки кипения, должна быть подведена через первый температурный преобразователь.

Уставка по адресу 170 BREAKER FAILURE (ПОВРЕЖДЕНИЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ) определяет сторону контроля для защиты от отказа выключателя. Это должна быть сторона, питающая внутреннее повреждение.

Для функции контроля цепей отключения по адресу 182 Trip Cir. Sup. (Контроль цепей отключения) вводится количество используемых бинарных входов: 2 бинарных входа (2 Binary Inputs) или 1 бинарный вход (1 Binary Input). Входы должны быть изолированы.

Адрес Название уставки Опции уставки Уставка по умолчанию

Пояснения

103 Grp Chge OPTION Disabled (Включено)Enabled (Отключено)

Disabled Изменение группы уставок

105 PROT. OBJECT 3 phase Transformer (3фазный трансформатор)1 phase Transformer (1фазный трансформатор)Autotransformer (Автотрансформатор)Generator/Motor (Генератор/Двигатель)3 phase Busbar (3фазные шины)1 phase Busbar (1фазные шины)

3 phase Trans-former

Защищаемый объект

106 NUMBER OF SIDES

2 2 Количество сторон трехфазного объекта

107 NUMBER OF ENDS 34567

7 Количество сторон при защите однофазных шин

108 I7-CT CONNECT. not used (не используется)Side 1 (Сторона 1)Side 2 (Сторона 2)

not used I7-ТТ поключен к

112 DIFF. PROT. Disabled (Включено)Enabled (Отключено)

Enabled Дифференциальная защита

113 REF PROT. Disabled (Включено)Enabled (Отключено)

Disabled Ограниченная защита от замыканий на землю

117 Coldload Pickup Disabled (Включено)Enabled (Отключено)

Disabled Датчик холодной нагрузки



120 DMT/IDMT Phase Disabled (Отключено)Side 1 (Сторона 1)Side 2 (Сторона 2)

Disabled Фазная МТЗНВВ/МТЗИВВ

121 DMT/IDMT PH. CH Definite Time only (Только независимая выдержка времени)Time Overcurrent Curve IEC (Кривая выд. врем. по станд. IEC)Time Overcurrent Curve ANSI (Кривая выд. врем. по станд. ANSI)User Defined Pickup Curve (Кривая сраб. опред. пользователем)User Defined Pickup and Reset Curve (Кривые сраб. и сброса опред. польз.)

Definite Time only Фазная МТЗНВВ/МТЗИВВ характеристика срабатывания

122 DMT/IDMT 3I0 Disabled (Отключено)Side 1 (Сторона 1)Side 2 (Сторона 2)

Disabled МТЗНВВ/МТЗИВВ нулевой последовательности 3I0

123 DMT/IDMT 3I0 CH Definite Time only (Только независимая выдержка времени)Time Overcurrent Curve IEC (Кривая выд. врем. по станд. IEC)Time Overcurrent Curve ANSI (Кривая выд. врем. по станд. ANSI)User Defined Pickup Curve (Кривая сраб. опред. пользователем)User Defined Pickup and Reset Curve (Кривые сраб. и сброса опред. польз.)

Definite Time only МТЗНВВ/МТЗИВВ нулевой последовательности 3I0 характеристика срабатывания

124 DMT/IDMT Earth Disabled (Отключено)unsensitive Current Transformer I7 (нечувствит. ТТ I7)

Disabled Земляная МТЗНВВ/МТЗИВВ


Пояснения



125 DMT/IDMT E CHR. Definite Time only (Только независимая выдержка времени)Time Overcurrent Curve IEC (Кривая выд. врем. по станд. IEC)Time Overcurrent Curve ANSI (Кривая выд. врем. по станд. ANSI)User Defined Pickup Curve (Кривая сраб. опред. пользователем)User Defined Pickup and Reset Curve (Кривые сраб. и сброса опред. польз.)

Definite Time only Земляная МТЗНВВ/МТЗИВВ характеристика срабатывания

127 DMT 1PHASE Disabled (Отключено)unsensitive Current Transformer I7 (нечувствит. ТТ I7)sensitive Current Transformer I8 (чувствит. ТТ I8)

Disabled Однофазная МТЗНВВ

140 UNBALANCE LOAD Disabled (Отключено)Side 1 (Сторона 1)Side 2 (Сторона 2)

Disabled Защита от несимметричной нагрузки (обратная последовательность)

141 UNBAL. LOAD CHR Definite Time only (Только независимая выдержка времени)Time Overcurrent Curve IEC (Кривая выд. врем. по станд. IEC)Time Overcurrent Curve ANSI (Кривая выд. врем. по станд. ANSI)

Definite Time only Защита от несимметричной нагрузки (обратная последовательность). Хар-ка

142 Therm.Overload Disabled (Отключено)Side 1 (Сторона 1)Side 2 (Сторона 2)

Disabled Защита от термической перегрузки

143 Therm.O/L CHR. classical (according IEC60255) (классич. в соотв. с IEC60255)according IEC354 (в соотв. с IEC354)

classical (accord-ing IEC60255)

Защита от термической перегрузки. Характеристика

170 BREAKER FAIL-URE

Disabled (Отключено)Side 1 (Сторона 1)Side 2 (Сторона 2)

Disabled Защита от повреждения выключателя

181 M.V. SUPERV Disabled (Включено)Enabled (Отключено)

Enabled Контроль измеряемых величин

182 Trip Cir. Sup. Disabled (Отключен)with 2 Binary Inputs (С 2 бинарными входами)with 1 Binary Input (С 1 бинарным входом)

Disabled Контроль цепей отключения


Пояснения



2.1.2 Данные энергосистемы 1

Общие положения В устройство необходимо ввести некоторые данные энергоустановки и энергосистемы для соответствующей адаптации его функций. Например, в данные должны быть включены расчетные данные по подстанции и измерительным трансформаторам, полярности и подведении измеряемых величин, при необходимости, особенности выключателей и другого силового оборудования. Эти данные могут быть изменены только с помощью ПК с программным обеспечением DIGSI® 4.

Номинальная частота

Номинальная частота энергосистемы вводится по адресу 270 Rated Frequen-cy (Номинальная частота). На заводе-изготовителе, в соответствии с вариантом разработки, вводится уставка по умолчанию, менять которую следует только в том случае, если устройство будет использоваться не в соответствии с разработками.

Чередование фаз Для уставновки чередования фаз используется уставка по адресу 271 PHASE SEQ. (ЧЕРЕДОВАНИЕ ФАЗ). Предварительно введено чередование фаз по часовой стрелке L1 L2 L3. Для систем с чередованием фаз против часовой стрелки вводится уставка L1 L3 L2. Эта уставка не уместна при однофазном использовании.

Рисунок 2-1 Чередование фаз

186 EXT. TRIP 1 Disabled (Включено)Enabled (Отключено)

Disabled Внешняя функция отключения1



190 RTD-BOX INPUT Disabled (Отключен)Port C (Порт С)

Disabled Внешний температурный вход

191 RTD CONNECTION 6 RTD simplex operation (симплексная обработка)6 RTD half duplex operation (полудуплексная обраб.)12 RTD half duplex operation (полудуплексная обработка)

6 RTD simplex operation

Тип подключения внешнего температурного входа


Пояснения

L1

L3 L2

L1

L2 L3По час. стрелке L1 L2 L3 Притив час. стр. L1 L3 L2



Температурная ячейка

Температура при расчете температуры точки кипения может быть представлена градусах Celsius (Цельсия) или Fahrenheit (Фаренгейта). При использовании защиты от перегрузки с расчетом температуры точки кипения, установите желаемую ячейку температуры по адресу 276 TEMP. UNIT (ТЕМПЕРАТУРНАЯ ЯЧЕЙКА). В противом случае данная уставка может быть проигнорирована. Изменение ячеек температуры не означает, что установленные величины, которые связаны с этой температурой, будут автоматически преобразовываться. Они должны быть введены заново на их соответствующие адреса.

Данные по объекту трансформатор

Данные трансформатора требуются, если терминал используется в качестве дифференциальной защиты трансформатора, т.е. если при конфигурировании защищаемого объекта было установлено следующее (подраздел 2.1.1, заголовок “Особые случаи”): PROT. OBJECT (ЗАЩИЩАЕМЫЙ ОБЪЕКТ) (адрес 105) 3 phase transf. (Трехфазный трансформатор) или Autotransf. (Автотрансформатор) или 1 phase transf. (Однофазный трансформатор). В других случаях рассматриваемые уставки не доступны.

Пожалуйста, при определении обмотки 1, посмотрите распределение сторон, как это было описано выше (подраздел 2.1.1, под заголовком “Особые случаи”). Обычно, на стороне 1 находится опорная обмотка, фазный угол по току которой составляет 0° и не имет указателя векторной группы. Обычно это обмотка высшего напряжения трансформатора.

Для устройства необходима следующая информация:

• Первичное номинальное напряжение UN в кВ (линейное) по адресу 240 UN-PRI SIDE 1 (U НОМИНАЛЬНОЕ ПЕРВИЧНОЕ СТОРОНЫ 1).

• Условие заземления нейтрали по адресу 241 STARPNT SIDE 1 (НЕЙТРАЛЬ СТОРОНЫ 1): Solid Earthed (Глухозаземленная) или Isolated (Изолированная). Если нейтраль заземлена через токоограничивающее оборудование (например, небольшое сопротивление) или через катушку Петерсона (большое сопротивление), то также вводится уставка Solid Earthed (Глухозаземленная).

• Режим взаимодействия обмоток трансформатора вводится по адресу 242 CONNECTION S1 (СОЕДИНЕНИЕ СТОРОНЫ 1). Обычно, векторная группа обозначается заглавной буквой в соответствии со стандартом IEC.

Если обмотка трансформатора используется для регулирования, тогда реальное номинальное напряжение стороны не используется в качестве номинального напряжения UN, в этом случае за номинальное принимается напряжение соответствующее среднему току в регулируемом диапазоне. Для расчета применяется следующая формула:

где Umax, Umin предельные напряжения регулируемого диапазона.

Пример расчета:

UN 2Umax Umin⋅Umax Umin+--------------------------------⋅ 2

1Umax------------- 1

Umin------------+

--------------------------------= =



Трансформатор YNd5 35 МВА 110 кВ/20 кВ Y-обмотка с РПН ±20 %

Для регулируемой обмотки (110 кВ): максимальное напряжение Umax = 132 кВ минимальное напряжение Umin = 88 кВ

Вводимое напряжение (адрес 240)

Для стороны 2, принимаются те же положения, что и для стороны 1: Первичное номинальное напряжение UНОМ вводится в кВ (линейное) по адресу 243 UN-PRI SIDE 2 (U НОМИНАЛЬНОЕ ПЕРВИЧНОЕ СТОРОНЫ 2), положение нейтрали вводится по адресу 244 STARPNT SIDE 2 (НЕЙТРАЛЬ СТОРОНЫ 2), а режим взаимодействия обмоток трансформатора вводится по адресу 245 CONNECTION S2 (СОЕДИНЕНИЕ СТОРОНЫ 2).

Кроме того, векторная группа (адрес 246 VECTOR GRP S2 (ВЕКТОРНАЯ ГРУППА S2)) должна соответствовать данным обмотки трансформатора стороны 2. Векторная группа составляет смещение фаз стороны 2 относительно опорной обмотки, стороны 1. Она определяется в соответствии со стандартом IEC как умноженная на 30°. Если сторона высшего напряжения является опорной (сторона 1), Вы можете непосредственно ввести номер, например, 5 для векторной группы Yd5 или Dy5. Может быть установлена любая векторная группа от 0 до 11 (имейте ввиду, что соединения Yy, Dd и Dz имеют только четные значения, Yd, Yz и Dy только нечетные значения).

Если в качестве опорной обмотки (сторона 1) используется не сторона высшего напряжения, то необходимо учесть изменение векторной группы: например, трансформатор Yd5 со строны низкого напряжения будет иметь векторную группу Dy7 (Рис. 2-2).

Рисунок 2-2 Изменение векторной группы трансформатора, в случае, когда опорной стороной является сторона низкого напряжения — пример

UN-PRI SIDE 1 21

Umax------------- 1

Umin------------+

-------------------------------- 21

132 kV------------------ 188 kV---------------+

----------------------------------------- 105.6 kV= = =

UL1N

L1 L2 L3

Обмотка 1

Обмотка 2

uL12

uL23

uL31

uL1N

UL2NUL3N

Обмотка 2

Обмотка 1

L1 L2 L3

Yd5 Dy7

uL1N

UL12

UL23

UL1N

uL2N

uL3N

UL31

NN



Первичная номинальная мощность SN TRANSFORMER (SНОМ ТРАНСФОРМАТОРА) (адрес 249) является непосредственно первичной номинальной аппаратной мощностью трансформатора. Мощность всегда вводится как первичная величина, даже если в основном, уставки терминала конфигурируются во вторичных величинах. На основе введенной мощности, терминал рассчитывает номинальный ток защищаемой обмотки. Мощность является базовой величиной.

На основе этих данных о защищаемом трансформаторе и его обмотках с помощью формул, соответствующих векторным группам, устройство автоматически рассчитывает различные номинальные токи обмоток. Токи всегда преобразуются таким образом, что чувствительность защиты всегда имеет отношение к мощности трансформатора. Для соответствия векторной группе не требуется внешних дополнительных связей. Для преобразования номинального тока обычно нет необходимости в проведении расчетов вручную.

Данные по объектам генератор, двигатель и реактор

При использовании терминала 7UT612 для защиты генераторов или двигателей, во время конфигурирования списка функций необходимо ввести (см. подраздел 2.1.1, адрес 105): PROT. OBJECT = Generator/Motor (ЗАЩИЩАЕМЫЙ ОБЪЕКТ = Генератор/Двигатель). Эти уставки также используются для последовательных и шунтирующих ректоров, если полный вывод трансформаторов тока подключен к обоим сторонам. В других случаях эти уставки не доступны.

Уставка по адресу 251 UN GEN/MOTOR (U НОМИНАЛЬНОЕ ГЕНЕРАТОРА/ДВИГАТЕЛЯ) информирует устройство о первичном номинальном напряжении (линейном) машины, которая будет защищаться данным терминалом.

Первичная номинальная мощность, вводимая как SN GEN/MOTOR (S НОМИНАЛЬНАЯ ГЕНЕРАТОРА/ДВИГАТЕЛЯ) (адрес 252), является прямой первичной номинальной аппаратной мощностью машины. Мощность всегда должна вводиться как первичная величина, даже если устройство в целом сконфигурировано во вторичных величинах. На основе этой мощности устройство рассчитывает номинальный ток защищаемого объекта и номинальное напряжение. Мощность является базовой величиной.

Данные по объектам мини-шины, ответвления, короткие линии

Эти данные требуются только в том случае, если устройство используется в качестве дифференциальной защиты минишин или двухконцевых коротких линий. При конфигурировании списка функций необходимо ввести (см.подраздел 2.1.1, адрес 105) : PROT. OBJECT = 3ph Busbar (ЗАЩИЩАЕМЫЙ ОБЪЕКТ = 3-фазные шины). В других случаях эти уставки не доступны.

Уставка по адресу 261 UN BUSBAR (U НОМИНАЛЬНОЕ ШИН) информирует устройство о первичном номинальном напряжении (линейном). Эта уставка не влияет нафункции защиты, но она необходима для вывода на дисплей рабочих измеряемых величин.

Поскольку на сторонах или отходящих линиях могут быть трансформаторы тока с различными номинальными токами, то номинальный рабочий ток I PRIMARY OP. (I ПЕРВИЧНЫЙ РАБОЧИЙ) (адрес 265) принимается как номинальный ток объекта, который будет являться базовым для всех остальных токов. Токи преобразуются таким образом, что уставки функций защиты будут введены в относительных величинах относительно этого номинального рабочего тока. Обычно, если трансформаторы тока отличаются друг от друга, то в качестве



рабочего номинального тока выбирается наибольший номинальный первичный ток.

Данные по объекту шины, с количеством отходящих линий до 7

Эти данные по шинам требуются только в том случае, если терминал используется в качестве дифференциальной защиты однофазных шин с количеством отходящих линий не больше 7. При конфигурировании функций защиты (см. подраздел 2.1.1, адрес 105) необходимо ввести следующую уставку: PROT. OBJECT = 1ph Busbar (ЗАЩИЩАЕМЫЙ ОБЪЕКТ = 1-фазные шины). В других случаях эти уставки не доступны.

Уставка по адресу 261 UN BUSBAR (U НОМИНАЛЬНОЕ ШИН) информирует устройство о первичном номинальном напряжении (линейном). Эта уставка не влияет на функции защиты, но она необходима для вывода на дисплей рабочих измеряемых величин.

Поскольку на отходящих от шин линиях могут стоять трансформаторы тока с различными номинальными первичными токами, то рабочий номинальный ток I PRIMARY OP. (I ПЕРВИЧНЫЙ РАБОЧИЙ) принимается за номинальный ток шин (адрес 265) и будет далее рассматриваться как базовый ток для всех остальных токов. Токи отходящих линий преобразуются таким образом, что уставки функций защиты будут введены в относительных величинах относительно этого номинального рабочего тока. Обычно, внешнего выравнивающего оборудования не требуется. Если трансформаторы тока отличаются друг от друга, то в качестве рабочего номинального тока выбирается наибольший номинальный первичный ток отходящей линии.

Если терминал подключается через суммирующие трансформаторы, последние должны быть подключены между выводами трансформаторов тока каждой из отходящих линий и входами терминала. В этом случае, суммирующие трансформаторы могут использоваться и для выравнивания токов. В качестве рабочего номинального тока шин обычно выбирается наибольший номинальный первичный ток отходящей линии. Остальные токи отходящих линий просто приводятся к выбранному току.

Если устройство одно 7UT612 устанавливается на фазу, для всех трех устройств вводятся одинаковые токи и напряжения. Для идентификации фаз, при выводе сообщений о повреждении и измерения величин, каждое из устройств информируется о том, к какой фазе оно привязано. Это выполняется уставкой PHASE SELECTION (ВЫБОР ФАЗЫ) по адресу 266.

Данные трансформаторов тока для 2 сторон

Номинальные первичные рабочие токи для защищаемого объекта и его сторон берутся из данных объекта, введенных до этого. Данные по выводам трансформаторов тока на сторонах защищаемого объекта в основном отличаются от уже введенных данных объекта. Для правильного функционирования дифференциальной защиты необходимо ввести полярность токов.

В устройство должны быть введены данные по трансформаторам тока. Если защищаемый объект имеет 2 стороны (т.е. любое применение терминала, кроме как для защиты однофазных шин с количеством отходящих линий до 7), то необходимо ввести номинальные токи и положение нейтрали выводов трансформаторов тока.

По адресу 202 IN-PRI CT S1 (I НОМИНАЛЬНЫЙ ПЕРВИЧНЫЙ ТТ СТОРОНЫ 1) вводится номинальный первичный ток вывода трансформатора тока стороны



1 защищаемого объекта, по адресу 203 IN-SEC CT S1 (I НОМИНАЛЬНЫЙ ВТОРИЧНЫЙ ТТ СТОРОНЫ 1) вводится номинальный вторичный ток. Пожалуйста убедитесь, что стороны были определены правильно (см. подраздел 2.1.1, под заголовком “Особые случаи”, стр. 63). Также убедитесь, что номинальные вторичные токи трансформатора соответствуют уставкам номинальных токов устройства (см. подраздел 3.1.3.3, под заголовком “Input/Output Board A–I/O–3”). В противном случае, устройство будет неправильно выполнять расчет первичных данных, при этом может возникнуть неправильная работа дифференциальной защиты.

Положение нейтрали трансформаторов тока определяет полярность токов. Для введения положения нейтрали , используйте уставку по адресу 201 STRPNT->OBJ S1 (НЕЙТРАЛЬ -> ОБЪЕКТ СТОРОНА 1). На Рис. 2-3 приводятся некоторые примеры введения данной уставки.

Рисунок 2-3 Положение нейтрали ТТ — примеры

L1

L2

L3

L1

L2

L3

206 STRPNT->OBJ S2 = NO

Стор. 1 Стор. 2

201 STRPNT->OBJ S1= YES

G

206 STRPNT->OBJ S2 = YES


Стор. 1 Стор. 2L1

L2

L3

M



Стор. 1 Стор. 2L1

L2

L3



Для стороны 2 защищаемого объекта применяются теже положения. Для стороны 2 вводится номинальный первичный ток IN-PRI CT S2 (I НОМИНАЛЬНЫЙ ПЕРВИЧНЫЙ ТТ СТОРОНЫ 2) (адрес 207), номинальный вторичный ток IN-SEC CT S2 (I НОМИНАЛЬНЫЙ ВТОРИЧНЫЙ ТТ СТОРОНЫ 1) (адрес 208) и положение нейтрали трансформатора тока STRPNT->OBJ S2 (НЕЙТРАЛЬ -> ОБЪЕКТ СТОРОНА 2) (адрес 206). для ввода уставок стороны 2 принимаются те же положения, что и для стороны 1.

Если устройство используется в качестве преобразующей дифференциальной защиты генератора или двигателя, для подведения ТТ необходимо рассмотреть особые положения: при правильном рабочем положении все токи втекают в защищаемый объект, т.е. противоположно другим применениям. Поэтому необходимо ввести “неправильную” полярность для одного из выводов трансформатора тока. Частичные обмотки обмоток машины соответствтуют “сторонам”.

На Рис. 2-4 приведен пример: хотя нейтрали обоих трансформаторов тока направлены в сторону защищаемого объекта, для “стороны 2” выбирается противоположная уставка: STRPNT->OBJ S2 = NO (НЕЙТРАЛЬ -> ОБЪЕКТА СТОРОНА 2 = НЕТ).

Рисунок 2-4 Определение направления тока для трансверсивной дифференциальной защиты - пример

Данные трансформаторов тока для1-фазной защиты шин

На выводах трансформаторов тока, расположенных на отходящих от шин линиях, могут быть разные номинальные токи. Поэтому, как описано в параграфе “Данные по объекту шины, с количеством отходящих линий до 7”, был введен универсальный номинальный рабочий ток объекта. Токи отдельных отходящих линий должны быть приведены к этому рабочему номинальному току.

Укажите номинальный первичный ток трансформатора для каждого из фидеров. Запрос производится по данным только того количества фидеров, которое было указано при конфигурировании в соответствии с подразделом 2.1.1 (адрес 107 NUMBER OF ENDS (КОЛИЧЕСТВО КОНЦОВ)).

Если номинальные токи уже были приведены в соответствие с помощью внешнего оборудования (например, промежуточных трансформаторов), величина номинального тока, используемая как базовая величина для расчета

L1

L2

L3


”Стр. 1””Стр. 2”




внешних промежуточных трансформаторов, является неизменным показателем. Обычно, это номинальный оперативный ток. То же самое происходит и при использовании внешних суммирующих трансформаторов.

Далее приводятся параметры для номинальных первичных токов: Адрес 212 IN-PRI CT I1 = номинальный первичный ток ТТ фидера 1, Адрес 215 IN-PRI CT I2 = номинальный первичный ток ТТ фидера 2, Адрес 218 IN-PRI CT I3 = номинальный первичный ток ТТ фидера 3, Адрес 222 IN-PRI CT I4 = номинальный первичный ток ТТ фидера 4, Адрес 225 IN-PRI CT I5 = номинальный первичный ток ТТ фидера 5, Адрес 228 IN-PRI CT I6 = номинальный первичный ток ТТ фидера 6, Адрес 232 IN-PRI CT I7 = номинальный первичный ток ТТ фидера 7.

Для номинальных вторичных токов, пожалуйста убедитесь, что номинальные вторичные токи трансформатора соответствуют номинальным токам входов по току устройства. Номинальные вторичные токи устройства соответствуют 3.1.3.3 (см. заголовок “Input/Output Board A–I/O–3”).

При использовании суммирующих трансформаторов, номинальный ток на выходе обычно равен 100 мА. Поэтому, величина номинального вторичного тока для всех фидеров устанавливается равной 0.1 A.

Далее приводятся параметры для номинальных вторичных токов: Адрес 213 IN-SEC CT I1 = номинальный вторичный ток ТТ фидера 1, Адрес 216 IN-SEC CT I2 = номинальный вторичный ток ТТ фидера 2, Адрес 219 IN-SEC CT I3 = номинальный вторичный ток ТТ фидера 3, Адрес 223 IN-SEC CT I4 = номинальный вторичный ток ТТ фидера 4, Адрес 226 IN-SEC CT I5 = номинальный вторичный ток ТТ фидера 5, Адрес 229 IN-SEC CT I6 = номинальный вторичный ток ТТ фидера 6, Адрес 233 IN-SEC CT I7 = номинальный вторичный ток ТТ фидера 7.

Указание положения нейтрали трансорматора тока определяет полярность трансформаторов тока. Для каждого фидера вводится направление нейтрали: к шинам или от шин. На Рис. 2-5 приведен пример с 3 фидерами, в котором нейтрали трансформаторов в фидах 1 и 3 направлены к шинам, а в фидере 2 в противоположную сторону.

Рисунок 2-5 Положение нейтралей ТТ — пример для фазы L1 шин с 3 фидерами

7UT612

L1

L2

L3

Фидер 1 Фидер 3Фидер 2

для L1

211 STRPNT->BUS I1 = YES

214 STRPNT->BUS I2 = NO

217 STRPNT->BUS I3 = YES

I3

I2

I1



Полярность: Адрес 211 STRPNT->BUS I1 = нейтраль ТТ напротив шин фидера 1, Адрес 214 STRPNT->BUS I2 = нейтраль ТТ напротив шин фидера2, Адрес 217 STRPNT->BUS I3 = нейтраль ТТ напротив шин фидера 3, Адрес 221 STRPNT->BUS I4 = нейтраль ТТ напротив шин фидера 4, Адрес 224 STRPNT->BUS I5 = нейтраль ТТ напротив шин фидера 5, Адрес 227 STRPNT->BUS I6 = нейтраль ТТ напротив шин фидера 6, Адрес 231 STRPNT->BUS I7 = нейтраль ТТ напротив шин фидера 7.

Данные трансформаторов тока для входа по току I7

Измерительный вход по току I7 обычно используется для определения тока нейтрали заземленной обмотки трансформатора, генератора, двигателя, или шунтирующего реактора. Данное применение не возможно, только при защите однофазных шин, поскольку вход I7 используется для замера токов отходящих линий.

При выполнении дифференциальной защиты трансформаторов и/или ограниченной защиты от замыканий на землю вход I7 не может быть использован для компенсации тока нулевой последовательности. В качестве альтернативы или дополнения, это может быть выполнено земляной максимальной токовой защитой с выдержкой времени.

Для выравнивания амплитуд тока, по адресу 232 IN-PRI CT I7 (I НОМ-ПЕРВИЧНЫЙ ТТ I7) вводится номинальный первичный ток трансформатора тока, который подключается к данному измерительному входу. Номинальный вторичный ток этого трансформатора тока, водимый по адресу 233 IN-SEC CT I7 (I НОМ-ВТОРИЧНЫЙ ТТ I7) должен совпадать с номинальным током устройства для данного измерительного входа.

Уставка по адресу 230 EARTH. ELECTROD (ЗАЗЕМЛЯЮЩИЙ ЭЛЕКТРОД) необходима для определения полярности тока. По этому адресу введите к какой клемме устройства подключена сторона трансформатора тока, смотрящая в сторону заземляющего электрода, т.е. не сторона нейтрали. На Рис. 2-6 приведены варианты использования заземленной обмотки трансформатора.

Рисунок 2-6 Установка полярности для измерительного входа по току I7

7UT612

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

Q8

Q77UT612

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

Q7

Q8

K

L l

kK

L l

k

I7 I7

230 EARTH. ELECTROD = Terminal Q7

230 EARTH. ELECTROD = Terminal Q8



Данные трансформаторов тока для входа по току I8

Измерительный вход по току I8 является чувствительным входом, который определяет даже очень маленькие токи (начиная с 3 мА на входе).

При введениии первичных величин для этого входа (например, при введении первичных токов, для вывода первичных измерительных величин), по адресу 235 Factor I8 (Коэффициент I8) вводится коэффициент преобразования INprim/INsec подключенного трансформатора тока.

Длительность команды на отключение

Минимальная длительность команды на отключение TMin TRIP CMD (Минимальная длительность КОМАНДЫ НА ОТКЛЮЧЕНИЕ) вводится по адресу 280A. Этот параметр можно изменить только в программе DIGSI® 4 в меню “Additional Settings” (“Дополнительные уставки”).

Положение выключателя

Для различных функций защиты и промежуточных функций, для правильной работы, требуется информация о положении выключателя.

Для выключателя стороны 1 защищаемого объекта пороговая величина по току Breaker S1 I> (Выключатель СТОРОНЫ1 I>) вводится по адресу 283. Когда выключатель разомкнут, порог не будет преодолен. Пороговая величина может быть выбрана очень маленькой, если, при отключении защищаемого объекта, исключено появление блуждающих токов (индукция). В противном случае, пороговая величина должна быть увеличена. Обычно используется уставка, введенная на заводе-изготовителе.

Для выключателя стороны 2 защищаемого объекта уставка вводится по адресу 284 Breaker S2 I> (Выключатель СТОРОНЫ2 I>).

2.1.2.1 Обзор уставок

Примечание: Диапазоны уставок и уставки по умолчанию относятся к номинальному току IN = 1 A. Для номинального тока IN = 5 A токовые величины необходимо умножить на 5. При введении первичных величин, так же необходимо принимать во внимание коэффициент трансформации трансформаторов.

Уставка по умолчанию номинальной частоты соответствует номинальной частоте, в соответствии с версией устройства.


Для устройств с корпусом, предназначенным для навесной установки: Terminal Q7 соответствует клемме на корпусе 12 Terminal Q8 соответствует клемме на корпусе 27


Пояснения

270 Rated Frequency 50 Hz (50 Гц)60 Hz (60 Гц)16 2/3 Hz (16 2/3 Гц)

50 Hz Номинальная частота



271 PHASE SEQ. L1 L2 L3L1 L3 L2

L1 L2 L3 Чередование фаз

276 TEMP. UNIT Degree Celsius (Градусы Цельсия) Degree Fahrenheit (Градусы Фаренгейта)

Degree Celsius Единицы измерения температуры

240 UN-PRI SIDE 1 0.4..800.0 kV 110.0 kV Первичное номинальное напряжение стороны 1

241 STARPNT SIDE 1 Solid Earthed (Глухозаземл.)Isolated (Изолир.)

Solid Earthed Положение нейтрали стороны 1

242 CONNECTION S1 Y (Wye) (Звезда)D (Delta) (Треугольник)Z (Zig-Zag) (Зигзаг)

Y (Wye) Схема соединения обмотки трансформатора стороны 1

243 UN-PRI SIDE 2 0.4..800.0 kV 11.0 kV Первичное номинальное напряжение стороны 2

244 STARPNT SIDE 2 Solid Earthed (Глухозаземл.)Isolated (Изолир.)


245 CONNECTION S2 Y (Wye) (Звезда)D (Delta) (Треугольник)Z (Zig-Zag) (Зигзаг)


246 VECTOR GRP S2 0..11 0 Номер векторной группы стороны 2

249 SN TRANS-FORMER

0.20..5000.00 MVA 38.10 MVA Номинальная аппаратная мощность трансформатора

251 UN GEN/MOTOR 0.4..800.0 kV 21.0 kV Номинальное первичное напряжение генератора/двигателя

252 SN GEN/MOTOR 0.20..5000.00 MVA 70.00 MVA Номинальная аппаратная мощность генератора

261 UN BUSBAR 0.4..800.0 kV 110.0 kV Номинальное первичное напряжение шин

265 I PRIMARY OP. 1..100000 A 200 A Первичный рабочий ток

266 PHASE SELEC-TION

Phase 1 (Фаза 1)Phase 2 (Фаза 2)Phase 3 (Фаза 3)

Phase 1 Выбор фазы

201 STRPNT->OBJ S1 YES (ДА)NO (НЕТ)

YES Нейтраль ТТ стороны 1 в направлении объекта

202 IN-PRI CT S1 1..100000 A 200 A Номинальный первичный ток ТТ стороны 1

203 IN-SEC CT S1 1A5A

1A Номинальный вторичный ток ТТ стороны 1

206 STRPNT->OBJ S2 YES (ДА)NO (НЕТ)



Пояснения



207 IN-PRI CT S2 1..100000 A 2000 A Номинальный первичный ток ТТ стороны 2

208 IN-SEC CT S2 1A5A


211 STRPNT->BUS I1 YES (ДА)NO (НЕТ)

YES Нейтраль ТТ I1 в направлении шин

212 IN-PRI CT I1 1..100000 A 200 A Первичный номинаьный ток ТТ I1

213 IN-SEC CT I1 1A5A0.1A

1A Вторичный номинальный ток ТТ I1


























230 EARTH. ELEC-TROD

Terminal Q7 (Клемма Q7)Terminal Q8 (Клемма Q8)

Terminal Q7 Заземляющий электрод


Пояснения



2.1.2.2 Список сообщений

2.1.3 Группы уставок

Назначение групп уставок

Терминал 7UT612 содержит четыре независимые группы уставок (от A до D). Пользователь может переключать группы уставок с панели управления, через бинарные входы (если они сконфигурированы соответствующим образом), с помощью персонального компьютера через рабочий или сервисный интерфейс, или через системный интерфейс.

Группа уставок охватывает значения уставок всех функций, для которых во время конфигурирования была введена уставка Enabled (Включено) (см. подраздел 2.1.1). Все четыре группы уставок охватывают одинаковый объем функций, но они содержат различные значения уставок.






235 Factor I8 1.0..300.0 60.0 Коэфф.: Первичный ток относительно вторичного тока I8

280A TMin TRIP CMD 0.01..32.00 sec 0.15 sec Минимальная длительность комады на отключение

283 Breaker S1 I> 0.04..1.00 A 0.04 A Мин. порог по току откл. выкл-ля S1

284 Breaker S2 I> 0.04..1.00 A 0.04 A Мин. порог по току откл. выкл-ля S2

285 Breaker I7 I> 0.04..1.00 A 0.04 A Мин. порог по току откл. выкл-ля I7


Пояснения

F.No. Сообщение Пояснения

05145 >Reverse Rot. >Обратное чередование фаз

05147 Rotation L1L2L3 Чередование фаз L1L2L3

05148 Rotation L1L3L2 Чередование фаз L1L3L2



Группы уставок позволяют по-разному использовать одно и то же реле. Хотя все группы уставок сохраняются в реле, в конкретный момент времени активизируется только одна из них.

Если не требуется применение различных групп уставок, то Группа A выбирается по умолчанию, а остальные группы не используются.

Если будут использоваться различные группы уставок, то при конфигурировании по адресу 103 Grp Chge OPTION (ОПЦИЯ изменения группы уставок) необходимо ввести уставку Enabled (Включено). См. подраздел 2.1.1. Остальные уставки (групп от A до D) вводятся одна за другой. Более подробную информацию о передвижении по группам уставок, копировании и сбросе групп уставок, и о переключении между группами уставок во время работы можно получить из Руководства пользователя системы SIPROTEC®, номер заказа E50417–H1176–C151.

Предварительные условия, необходимые для переключения между группами уставок с помощью бинарных входов, описаны в подразделе 3.1.2.

2.1.3.1 Обзор уставок



Пояснения

302 CHANGE Group A (Группа А)Group B (Группа В)Group C (Группа С)Group D (Группа D)Binary Input (Бин. вход)Protocol (Протокол)

Group A Изменение на другую группу уставок


00007 >Set Group Bit0 >Группа уставок выбрала бит 0

00008 >Set Group Bit1 >Группа уставок выбрала бит 1

Group A Группа A

Group B Группа B

Group C Группа C

Group D Группа D



2.1.4 Общие данные защиты (Данные энергосистемы 2)

В терминале 7UT612 нет необходимости вводить уставки общих данных. В таблице, приведенной ниже, приводятся возможные сообщения. В зависимости от версии устройства и выбранного защищаемого объекта, будет появляться только соответствующая информация.



00311 Fault Configur. Ошибка при конфигурировании устройства

00356 >Manual Close >Сигнал включения от руки

00561 Man.Clos.Detect Определен сигнал включения от руки

00410 >CB1 3p Closed >Выключатель1 пром. конт. 3ф замкнут

00411 >CB1 3p Open >Выключатель1 пром. конт. 3ф разомкнут

00413 >CB2 3p Closed >Выключатель2 пром. конт. 3ф замкнут

00414 >CB2 3p Open >Выключатель2 пром. конт. 3ф разомкнут

00501 Relay PICKUP СРАБАТЫВАНИЕ реле

00511 Relay TRIP ОБЩАЯ КОМАНДА НА ОТКЛЮЧЕНИЕ терминала

>QuitG-TRP >Конец блокир.: общее отключение

G-TRP Quit Блокировка: общее ОТКЛЮЧЕНИЕ

00126 ProtON/OFF Терминал ВКЛ/ОТКЛ (через системный порт)

00576 IL1S1: Первичный ток повреждения IL1 стороны1






00582 I1: Первичный ток повреждения I1






2.2 Дифференциальная защита

Дифференциальная защита является основной функцией защиты терминала. Она основывается на сравнении токов. 7UT612 подходит для защиты трансформаторов, генераторов, двигателей, реакторов, коротких линий, и (при наличии достаточного количества аналоговых входов по току) для защиты шин. Так же терминал может защищать блоки генератор/трансформатор.

Терминал 7UT612 так же может быть использован в качестве однофазного дифференциального реле для защиты объектов с количеством стороне не более 7, например, в качестве защиты шин с 7 отходящими линиями.

Защищаемая зона селективно ограничивается выводами трансформаторов тока.

2.2.1 Основные положения дифференциальной защиты

Формирование измеряемых величин зависит от применения дифференциальной защиты. В данном подразделе описывается общий метод работы дифференциальной защиты вне зависимости от типа защищаемого объекта. Рисунки приводятся для однолинейных схем. Особенности, относящиеся к различным типам защищаемого объекта рассматриваются в последующих разделах.

Базовый принцип для защищаемой зоны с двумя сторонами

Дифференциальная защита основана на сравнении токов. Т.е. на том факте, что при нормальной работе по обеим половинам защищаемого объекта (Рис. 2-7) протекает одинаковый ток i (пунктирная линия). Этот ток втекает в один конец рассматриваемой зоны и вытекает из другого. Разность токов является четким индикатором повреждения в данной зоне. Если реальные коэффициенты трансформации одинаковы, то вторичные обмотки ТТ CT1 и CT2, расположенных по сторонам защищаемого объекта могут быть объединены в замкнутую вторичную цепь, по которой потечет вторичный ток I; измерительный элемент M, подключенный в точке электрического баланса, будет показывать ноль при нормальной работе.



Рисунок 2-7 Базовый принцип действия дифференциальной защиты для зоны с двумя сторонами (однолинейная иллюстрация)

При возникновении повреждения в зоне, ограниченной трансформаторами тока, ток I1 + I2, пропорциональный токам повреждения i1 + i2, потечет через измерительный элемент. В результате, простая цепь, показанная на Рис. 2-7, обеспечит надежное отключение от защиты, если ток повреждения, протекающий в защищаемой зоне, окажется достаточно большим, чтобы его почувствовал измерительный элемент M.

Базовый принцип для защищаемой зоны со сторонами более двух

Для защищаемых объектов с тремя и более сторонами, принцип действия дифференциальной защиты основан на том, что общая сумма всех токов, протекающих через защищаемый объект, при нормальной работе равна нулю, а при повреждении в защищаемой зоне - току повреждения (см. Рис. 2-8 пример для четырех отходящих линий).

Рисунок 2-8 Базовый принцип действия дифференциальной защиты для четырех фидеров (однолинейная иллюстрация)

Ток торможения При возникновении внешнего повреждения, обеспечивающего протекание большого тока в защищаемой зоне, разности в магнитных характеристиках трансформаторов тока CT1 и CT2 в условиях насыщения могут вызвать протекание большого тока через измерительный элемент M. Если амплитуда этого тока превышает соответствующее пороговое значение, защита может выдать сигнал на отключение, даже если повреждение находится вне защищаемой зоны. Торможение током предотвращает такое неправильное действие защиты.

II1

II2

i i1 i2 i

I1 + I2

M

i1 + i2

CT1 CT2Защищ. объект

I2

i1

I1 + I2 + I3 + I4

M

CT1 CT2 CT3 CT4

I1 I3 I4

Защищ. объект

i2 i3 i4



Если система дифференциальной защиты используется для защищаемого объкта с двумя сторонами, то величина торможения получается либо из разницы токов |I1 – I2|, либо из арифметической суммы токов |I1| + |I2|. Оба метода эквивалентны в определенных диапазонах стабилизирующей характеристики. Последний метод используется в защите 7UT612 для всех защищаемых объектов. Используются следующие положения:

величина эффекта отключения или дифференциальный ток

IDiff = |I1 + I2|

и ток стабилизации или торможения

IRest = |I1| + |I2|

IDiff рассчитывается из измеряемого тока основной гармоники и обеспечивает величину эффекта отключения, IRest противодействует этому эффекту.

Для прояснения ситуации, необходимо проверить три важных условия работы (см. Рис. 2-9):

Рисунок 2-9 Определение направления тока

a) Ток, протекающий в условиях нормальной работы или при внешнем повреждении:

I1 втекает в защищаемую зону, I2 вытекает из защищаемой зоны, т.е. имеет противоположный знак, т.е. I2 = –I1, и соответственно |I2| = |I1|

IDiff = |I1 + I2| = |I1 – I1| = 0 IRest = |I1| + |I2| = |I1| + |I1| = 2·|I1|

нет эффекта отключения (IDiff = 0); торможение (IRest) соответствует удвоенному току протекания.

b) Внутреннее повреждение, подпитка с каждого из концов с равными токами:

В этом случае, I2 = I1, и соответственно |I2| = |I1|

IDiff = |I1 + I2| = |I1 + I1| = 2·|I1| IRest = |I1| + |I2| = |I1| + |I1| = 2·|I1|

величины эффекта отключения (IDiff) и торможения (IRest) равны и соответствуют полному току повреждения.

c) Внутреннее повреждение, подпитка только с одного конца:

В этом случае, I2 = 0

Защищаемый

M

CT1 CT2

i1 i2

I1 + I2

I1 I2

объект



IDiff = |I1 + I2| = |I1 + 0| = |I1| IRest = |I1| + |I2| = |I1| + 0 = |I1|

величины эффекта отключения (IDiff) и торможения (IRest) равны и соответствуют току повреждения при подпитке с одного конца.

Следовательно, при внутреннем повреждении IDiff = IRest. Поэтому, на рабочей схеме, как показано на Рис. 2-10 (пунктирная с точкой линия) характеристика внутреннего повреждения представлена прямой линией с углом наклона 1 (45°).

Рисунок 2-10 Рабочая характеристика дифференциальной защиты и характеристика повреждения

Дополнительное торможение при внешнем повреждении

Торможение для трансформаторов тока, обеспеченное большими токами повреждения и/или большими постоянными времени системы не является критическим для внутренних повреждений (повреждений в защищаемой зоне), поскольку изменение измеряемой величины дифференциального тока отражается и на токе торможения в том же объеме. Характеристика повреждения, приведенная на Рис. 2-10, так же подходит и для этого случая. Конечно, ток основной гармоники должен превышать порог срабатывания (ветвь a на Рис. 2-10).

При внешнем повреждении, которое обеспечивает протекание большого тока, вызывающего насыщение трансформаторов тока, рассмотренный дифференциальный ток суммируется, особенно, когда степень торможения отличается по обеим сторонам. Если величины IDiff/IRest находятся в рабочей точке, которая находится в области отключения рабочей характеристики (Рис. 2-10), то при отсутствии специальных измерений будет выдаваться сигнал на отключение.

Терминал 7UT612 имеет индикатор насыщения, который определяет это явление и инициирует дополнительные стабилизационные измерения.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Откл-е

Блок-е

IRestIN

-----------------

IDiffIN

--------------

a

Хар-ка повреждения

AB

C

D

aДополн. торможение

Вставка торможения



Индикатор насыщения рассматривает динамические поведение дифференциальной величины и величины торможения.

Пунктирной линией на Рис. 2-10 приведен пример формы мгновенных величин при насыщении ТТ с одной из сторон.

Сразу после возникновения повреждения (A) токи повреждения увеличиваются и при этом возникает большая величина торможения (вдвое больше протекающего тока). В момент насыщения ТТ (B) дифференциальная величина увеличивается, а величина торможения уменьшается. Поэтому, рабочая точка IDiff/IRest может сдвинуться в область отключений (C).

В противном случае, при возникновении внутреннего повреждения, рабочая точка мгновенно сдвигается вдоль характеристики отключений (D) поскольку ток торможения может оказаться больше дифференциального тока.

Насыщение трансформатора тока в случае внешнего повреждения характеризуется высоким током торможения, который сдвигает рабочую точку в область “дополнительного торможения” (Рис. 2-10). Индикатор насыщения работает в первую четверть периода после возникновения повреждения. При возникновении внешнего повреждения, дифференциальная ступень блокируется на выбранное время. Блокировка прекращается как только рабочая точка устойчиво перемещается (т.е. более хотя бы одного цикла) к характеристике повреждения. Это позволяет надежно определять прогрессирующие повреждения в защищаемой зоне даже после внешнего повреждения с насыщением трансформатора тока.

Гармоническое торможение

При подключении ненагруженных трансформаторов или шунтирующих реакторов к шинам, находящимся по напряжением, может возникнуть большой ток намагничивания (бросок тока). Эти токи броска создают дифференциальные величины, как в случае повреждения, при питании с одного конца. Дифференциальные величины возникающие из-за токов намагничивания вследствии увеличения напряжения и/или уменьшения частоты, могут появиться так же при включении трансформаторов на параллельную работу или в случае перевозбуждения силового трансформатора.

Величина тока броска, превышающий номинальный ток в несколько раз, характеризуется наличием составляющей второй гармоники (с удвоенной номинальной частотой), которая практически отсутствует в случае короткого замыкания. если составляющая второй гармоники превышает выбранную пороговую величину, то дифференциальная ступень блокируется.

Для осуществления блокировки, кроме второй гармоники, может быть выбрана и другая гармоника, например, тратья или пятая.

Перевозбуждение железа трансформатора характеризуется наличием нечетных гармоник. Поэтому третья и пятая гармоники подходят для определения этого явления. Но поскольку в силовом трансформаторе третья гармоника часто исключается (например, благодаря обмотке собрнной по схеме треугольника), в основном используется пятая гармоника.

Более того, в случае преобразующих трансформаторов нечетные гармоники не присутствуют при внутренних повреждениях трансформатора.

Дифференциальные величины анализируются на наличие гармонических составляющих. Цифровые фильтры используются для обеспечения анализа Фурье дифференциальных токов. Бросок тока в рассметриваемой фазе



распознается, как только гармонические составляющие превышают установленные величины. Алгоритмы фильтра выполнены таким образом, что дополнительные измерения для стабилизации в динамических условиях не нужны.

Хотя гармоническое торможение выполнено пофазным, защита оперирует полностью всеми тремя фазами, например, даже когда трансформатор включается на однофазное повреждение, поэтому ток броска может присутствовать только в одной фазе. Однако, так же существует возможность установить защиту таким образом, что торможение будет осуществляться не только в фазе, в которой бросок тока с гармонической составляющей превысил допустимую величину, но другие фазы дифференциальной ступени так же будут заблокированы (так называемая “функция перекрестного блокирования”). Эта перекрестная блокировка может быть ограничена по времени.

Быстрое не устойчивое отключение при повреждениях с большим уровнем тока

Повреждения с большим уровнем тока в защищаемой зоне могут быть отключены мгновенно без учета величины тока торможения, когда величина дифференциальных токов исключает возможность внешнего повреждения. В случае защиты объектов с большим сопротивлением (трансформаторов, генераторов, последовательных реакторов), можно использовать пороговую величину, которая не может быть превышена в случае внешнего повреждения. Например, для силового трансформатора, эта пороговая величина равна

.

Дифференциальная защита 7UT612 имеет такую ступень быстрого неустойчивого отключения. Она может работать даже когда, например, в дифференциальном токе присутствует вторая гармоника, возникшая благодаря насыщению трансформатора тока составляющей постоянного тока, присутствующей в токе повреждения, и которая может быть интерпритирована как бросок тока.

Эта ступень с высоким током оценивает основную гармонику токов, так же как и мгновенные величины. Обрабатываемая мгновенная величина обеспечивает быстрое отключение даже в случае, когда основная гармоника тока сильно уменьшена из-за насыщения трансформатора тока. Поскольку после возникновения повреждения постоянная составляющая может сместиться, ступень, работающая на основе мгновенных величин, работает только при превышении вдвое пороговой величины.

Увеличение величины срабатывания при пуске

Увеличение величины срабатывания особенно уместно при защите двигателей. В отличие от тока броска трансформаторов, ток броска двигателей являтся током траверса. Дифференциальные токи, однако, могут возникать, если трансформаторы тока продолжают содержать различное остаточное намагничивание, возникшее до подачи напряжения. Поэтому напряжение подается на трансформаторы тока с различных рабочих точек их гистерезиса. Хотя подобные дифференциальные токи малы, они могут оказаться не желательными в случае очень чувствительной дифференциальной защиты.

Увеличение величины срабатывания при пуске обеспечивает дополнительное предохранение от излишнего срабатывания при подключении защищаемого объекта, не находящегося под напряжением. Как только ток торможения одной фазы падает ниже установленной величины I-REST. STARTUP (I-ТОРМОЖЕНИЯ ПРИ ПУСКЕ), активизируется увеличение величины срабатывания. Ток торможения вдвое превышает ток траверсы при нормальной

1usc transf----------------------------- INtransf⋅



работе. Поэтому недостаточный ток торможения является критерием для защищаемого объекта не находящегося под напряжением. Величина срабатывания I-DIFF> (I-ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫЙ>)увеличивается на установлкнный коэффициент (см. Рис. 2-11). Другие ветви IDiff> ступени увеличиваются пропорционально.

Новое появление тока торможения означает пуск. После истечения установленного времени T START MAX (Т ПУСКА МАКСИМАЛЬНОЕ) увеличение характеристики прекращается.

Рисунок 2-11 Увеличение величины срабатывания ступени при пуске

Характеристика отключения

На Рис. 2-12 приведена полная характеристика отключения дифференциальной защиты. На участке a представлен порог чувствительности дифференциальной защиты (уставка I-DIFF> (I-ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫЙ>)) и рассматриваются токовые помехи, такие как токи намагничивания.

На участке b рассматриваются помехи пропорциональные току, которые могут образоваваться при больших погрешностях ТТ, при неправильном подключении ТТ к терминалу, или из-за влияния переключателя положений в тансформаторах с РПН.

В диапазоне больших токов, которые могут приводить к возрастанию насыщения трансформаторов тока, производится добавочное торможение, имеющее место на участке c.

При наличии дифференциальных токов выше участка d, команда на отключение выдается мгновенно, вне зависимости от тока торможения и гармонического торможения (уставка I-DIFF>>(I-ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫЙ>>)). Это область, в которой производится “Быстрое не устойчивое отключение при повреждениях с большим уровнем тока” (см. выше).

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1231I DIFF>>

1221I DIFF>

IDiffINobj-------------

IRestINobj-------------

Откл-е

Пусковая хар-ка

Увелич. при сраб.

Устойчиваяхар-ка

Блок-е



Область, в которой производится “дополнительное торможение” является рабочей областью индикатора насыщения, как описано выше под заголовком “Дополнительное торможение при внешнем повреждении”.

Рисунок 2-12 Характеристика отключения дифференциальной защиты

Величины IDiff и IRest сравниваются дифференциальной защитой с рабочей характеристикой в соответствии с Рис. 2-12. Если величины находятся в области отключений, то выдается сигнал на отключение.

Определение повреждения, возврат

Обычно, дифференциальная защита не нуждается в функциях “срабатывания” или “определения повреждения”, поскольку условие для определения повреждения идентично условию для отключения. Однако, устройство 7UT612, как и все устройства SIPROTEC® 4, имеет функцию определения повреждения, которая определяет момент возникновения повреждения для некоторых других функций. Определение повреждения отмечает начало события повреждения в энергосистеме. Это необходимо для открытия буффера протокола отключений и сохранения данных осциллографирования. Кроме того, внутренней функции необходимо знать момент возникновения повреждения, даже в случае внешнего повреждения, например, для индикации насыщения которая срабатывает, как раз в случае внешнего повреждения.

Как только дифференциальный ток основной гармоники превышает приблизительно 70 % от величины уставки или ток торможения достигает 70 % от области добавочного торможения, происходит срабатывание защиты (Рис. 2-13). Срабатывание ускоренной ступени с большим током, также нуждается в функции определения повреждения.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1231I DIFF>>

1221I DIFF>

1244 BASE POINT 2

BASE POINT11242

Откл-е

b

c

d

IRestIN

-----------------

IDiffIN

--------------

a

Хар-ка повреждения

Дополн. торможение

1243SLOPE 2

1241SLOPE 1

Блок-е

I–ADD ON STAB1256



Рисунок 2-13 Область определения повреждения дифференциальной защиты

Если гармоническое торможение эффективно, производится гармонический анализ (приблизит. один цикл переменного тока) для определения условий торможения. В противном случае, отключение происходит как только будут удовлетворены условия отключения (область отключений на Рис. 2-12).

В особых случаях команда на отключение может быть удалена.

На Рис. 2-14 приводится упрощенная логика отключения.

Сброс срабатывания инициируется когда. в течении 2 циклов переменного тока функция срабатывания больше не распознает дифференциальных величин, т.е. дифференциальный ток падает ниже 70 % от величины уставки, и более не присутствует условий определения повреждения.

Если команда на отключение не была инициирована, то после сброса, повреждение считается ликвидированным.

Если была сформирована команда на отключение, то она удерживается хотя бы в течении минимальной длительности отключения, которая устанавливается в общих данных защиты, общей для всех функций терминала (см. подраздел 2.1.2 под заголовком “Длительность команды на отключение”, стр. 79).

0.7

Устойчиваяхарактеристика

IDiffINObj----------------

Опред. поврежд.

IRestINObj-----------------

I–DIFF>

0.7 · I–DIFF>

I–ADD ON STAB

Запуск дополнительноготорможения



Рисунок 2-14 Логика отключения дифференциальной защиты

L3 L2

L1

≥1 &

>Diff BLOCKFNo 05603

1201DIFF. PROT.

FNo 05616Diff BLOCKEDFNo 05617Diff ACTIVE

FNo 05615Diff OFF

”1”

FNo 05631Diff picked up

Diff> L3

≥1

Diff> L2

FNo 05681...05683Diff> L1

1226 T I-DIFF>

FNo 05691Diff> TRIP

≥1

≥1

FNo 05672Diff TRIP

FNo 05692Diff>>

FNo 05671Diff TRIP

Хар-ка

Бросок тока(2аягармоника))

Гармонич. торм-е(3я или 5ая)

Доп. торм-е(внешн.поврежд-е)

Ускор. откл.(больш. ток)

FNo

0565

1...0

5653

Diff

Bl.

exF.

L1D

iff B

l. ex

F.L2

Diff

Bl.

exF.

L3

≥1FNo 05673Diff TRIP

≥1FNo 05674Diff TRIP

Diff>> L3Diff>> L2

FNo 05684...05686Diff>> L1

1236 T I-DIFF>>

T

≥1

≥11) только для трансф-ов

1)

1)

ИзмерениеИзмерение

Измерение

Контрольдифф. тока

&

2)

T

2) только для линий/шин

&

FNo

0564

7...0

5649

Diff

n.H

arm

L1

Diff

n.H

arm

L2

Diff

n.H

arm

L3

FNo

0564

4...0

5646

Diff

2.H

arm

L1

Diff

2.H

arm

L2

Diff

2.H

arm

L3

1)

1)

FNo

0566

2...0

5664

Blo

ck If

lt.L1

Blo

ck If

lt.L2

Blo

ck If

lt.L3

2)

ВклБлок. релеОтк

&



2.2.2 Дифференциальная защита трансформаторов

Приведение измеряемых величин

Обычно, при защите силовых трансформаторов, вторичные токи трансформаторов тока не равны, но они зависят от коэффициента трансформации и группы соединений обмоток защищаемого силового трансформатора, и номинальных токов силового трансформатора. Однако для произведения операции сравнения, токи должны быть приведены.

Приведение различных коэффициентов трансформации силовых тарснформаторов и трансформаторов тока и смещения фаз в соответствии с векторной группой защищаемого трансформатора выполняется чисто математически. Как правило, установка внешних выравнивающих трансформаторов не требуется.

Входные токи преобразуются относительно номинальных токов силового трансформатора. Для этого в терминал защиты необходимо ввести номинальные данные трансформатора, такие как номинальная мощность, номинальное напряжение и номинальные первичные токи трансформаторов тока.

В терминал необходимо ввести информацию о векторной группе, в этом случае, устройство может выполнять сравнение токов в соответствии с фиксированными формулами.

Преобразование токов осуществляется запрограммированными матрицами коэффициентов, которые симулируют условия для токов в обмотках трансформаторов. Возможен учет всех векторных групп (включая чередование фаз). Также устройство может учитывать положение нейтрали силового трансформатора.

Изолированная нейтраль

На Рис. 2-15 приведен пример для силового трансформатора со схемой обмоток Yd5 (звезда - треугольник со смещением фаз на 150 °) с изолированной нейтралью. На Рис. приведены обмотки и векторные диаграммы симметричных токов, а внизу, матричное выражение. Основная формула

где (Im) – матрица приведенных токов IA, IB, IC, k – постоянный коэффициент амплитуды приведения, (K) – коэффициент матрицы, зависящий от векторной группы, (In) – матрица фазных токов IL1, IL2, IL3.

В левой обмотке (треугольник), приведенные токи IA, IB, IC получаются из разницы фазных токов IL1, IL2, IL3. В правой обмотке (звезда), приведенные токи равны фазным токам (приведение амплитуд не рассматривается).

Im( ) k K( ) In( )⋅ ⋅=



Рисунок 2-15 Приведение векторной группы трансформатора, пример для Yd5 (приведение амплитуд не рассматривается)

Заземленная нейтраль

На Рис. 2-16 проиллюстрирован пример для трансформатора со схемой соединения обмоток YNd5 с заземленной нейтралью на стороне -Y.

В этом случае, токи нулевой последовательности устраняются. Слева, токи нулевой последовательности уничтожают друг друга вследствии расчета разности токов. Это дополняется тем фактом, что ток нулевой послдовательности не может выйти за пределы обмотки, собранной по схеме треугольник. Справа, ток нулевой последовательности устраняется с помощью правила расчета матрицы, например 1/3 · (2 IL1 – 1 IL2 – 1 IL3) = 1/3 · (3 IL1 – IL1 – IL2 – IL3) = 1/3 · (3 IL1 – 3 I0) = (IL1 – I0).

Благодаря устранению токов нулевой последовательности, токи протекающие через трансформатор при замыкании на землю в сети, в том случае, если точка замыкания находится в защищаемой зоне (нейтраль трансформатора иои формирователь нейтрали - заземляющий реактор) безопасны без любых специальных внешних критериев. См. Рис. 2-17: вследствии заземленной нейтрали, ток нулевой последовательности, при повреждении в сети, появляется только справой стороны. Сравнение фазных токов без устранения тока нулевой последовательности, будет приводить в данном случае к неправильному результату (разности токов вместо нешнего повреждения).

L1

L2

L3

L1

L2

L3

Обмотка 1Обмотка 2

IL1

IL2IL3

IAIA

IL1

IL2

IL3

IA

IB

IC

11 0 0

0 1 0

0 0 1 IL1

IL2

IL3

⋅ ⋅=IA

IB

IC

13

-------1– 0 1

1 1– 0

0 1 1– IL1

IL2

IL3

⋅ ⋅=



Рисунок 2-16 Приведение векторной группы трансформатора, пример для YNd5 (приведение амплитуд не рассматривается)

Рисунок 2-17 Пример внешнего замыкания на землю для трансформатора с заземленной нейтралью

На Рис. 2-18 приведен пример замыкания на землю со стороны треугольника вне защищаемой зоны, а заземленный формирователь нейтрали (обмотка собранная по схеме зигзаг) установлен в защищаемой зоне. В этом случае, ток нулевой последовательности появится на правой стороне, а не на левой, как описано выше. Если бы формирователь нейтрали находился вне защищаемой зоны (т.е. ТТ стоял бы между силовым трансформатором и формирователем нейтрали) ток нулевой последовательности не проходил бы через точку замера (ТТ) и не оказывал бы никакого воздействия.

Недостатком устранения тока нулевой последовательности является то, что защита становится менее чувствительной (коэффициент 2/3 поскольку ток нулевой последовательности достигает 1/3) в случае возникновения замыкания

L1

L2

L3

L1

L2

L3

Обмотка 1Обмотка 2

IL1

IL2IL3

IAIA

IL1

IL2

IL3

IA

IB

IC

13---

2 1– 1–

1– 2 1–

1– 1– 2 IL1

IL2

IL3

⋅ ⋅=IA

IB

IC

13

-------1– 0 1

1 1– 0

0 1 1– IL1

IL2

IL3

⋅ ⋅=

L1

L2

L3

L1

L2

L3



на землю в защищаемой зоне. Поэтому, устранение тока нулевой последовательности не выполняется, если нейтраль не заземлена (см. выше, Рис. 2-15).

Рисунок 2-18 Пример замыкания на землю вне защищаемого трансформатора, при наличии заземления в защищаемой зоне

Увеличение чувствительности при замыканиях на землю

Увеличения чувствительности к замыканиям на землю в случае заземленной нейтрали можно достичь, если доступен ток, протекающий в нейтрали, т.е. если трансформатор тока установлен в нейтрали и ток от него подводится к устройству (вход по току I7).

На Рис. 2-19 приведен пример для силового трансформатора, нейтраль которого заземлена на стороне - Y. В этом случае, ток нулевой последовательности не устраняется. Вместо этого, 1/3 тока нейтрали ISP добавляется к каждому фазному току.

Рисунок 2-19 Пример замыкания на землю вне защищаемой зоны, с распределением токов

Матричное выражение выглядит следующим образом:

L1

L2

L3

L1

L2

L3

L1

L2

L3

L1

L2

L3

ISPIL3

IA

IB

IC

11 0 0

0 1 0

0 0 1 IL1

IL2

IL3

13---

ISP

ISP

ISP

⋅+⋅ ⋅=



ISP соответствует –3I0, но он замеряется в нейтрали обмотки, а не в фазах. Ток нулевой последовательности включается в случае внутреннего повреждения (I0 = –1/3ISP), поскольку составляющая нулевой последовательности токов линии в случае внешнего повреждения компенсируется током I0 = 1/3 · (IL1 + IL2 + IL3), втекающим в нейтраль. Следовательно, наиболее полная чувствительность достигается при внутренних замыканиях на землю и полном игнорировании тока нулевой последовательности при внешних замыканиях на землю.

Полная чувствительность к замыканиям на землю при внутренних замыканиях достигается при использовании ограниченной защиты от замыканий на землю, как описано в подразделе 2.3.

Использование терминала в качестве защиты авто-трансформаторов

Автотрансформаторы имеют только Y(N)y0 соединение обмоток. Если нейтраль автотрансформатора заземлена, то это отражается на обеих сторонах системы (высшего и низшего напряжений). Поскольку нейтраль общая, то системы нулевой последовательности обоих сторон объединяются. В случае замыкания на землю, распределение токов замыкания двусмысленно и не может быть учтено на основе свойств трансформатора без дальнейшего рассмотрения. Амплитуда и распределение токов также зависят от наличия стабилизирующей обмотки.

Рисунок 2-20 Автотрансформатор с заземленной нейтралью

Для дифференциальной защиты ток нулевой последовательности исключается. Это достигается применением матриц исключающих ток нулевой последовательности.

Уменьшение чувствительности из-за исключения тока нулевой последовательности не может быть компенсировано учетом тока, протекающего в нейтрали. Этот ток не может быть привязан как ни к одной из фаз трансформатора, так ни к одной из его сторон.

Áîëüшая чувствительность при замыканиях на землю может быть достигнута при использовании ограниченной защиты от замыканий на землю, описанной в подразделе 2.3 и/или дифференциальной защиты ячейки с реле, имеющим высокое сопротивление, описанной в подразделе 2.7.2.

L1

L2

L3

L1

L2

L3



Использование треминала в качестве защиты однофазных трансформаторов

Однофазные трансформаторы могут быть разработаны с одной или двумя обмотками на сторону; в последнем случае, фазы обмотки могут быть намотаны на один или два железных сердечника. Для оптимального приведения токов всегда используются два измерительных входа по току, даже если на одной фазе установлен один трансформатор тока. Токи подводятся ко входам L1 и L3 устройства; далее они обозначаются как IL1 и IL3.

Если доступны две фазы обмотки, они могут быть соединены последовательно (что соответствует обмотке, собранной по схеме звезда) или параллельно (что соответствует обмотке, собранной по схеме треугольник). Смещение фаз между обмотками может составлять 0° или 180°. На Рис. 2-21 приведен пример для однофазного силового трансформатора с двумя фазами на сторону с определением направления токов.

Рисунок 2-21 Пример однофазного трансформатора с определением токов

Как и для трехфазных силовых трансформаторов, токи приводятся с помощью запрограммированных коэффициентов матрицы, которые симулируют разность токов в обмотках трансформатора. Общая форма выражения

где (Im) – матрицы приведенных токов IA, IC, k – постоянный коэффициент приведенной амплитуды, (K) – коэффициент матрицы, (In) – матрица фазных токов IL1, IL3.

Поскольку смещение фаз между обмотками может составлять только 0° или 180°, приведение необходимо только для тока нулевой последовательности (не считая приведения амплитуды). Если “нейтраль” обмотки защищаемого трансформатора изолирована (Рис. 2-21 слева), то можно использовать непосредственно фазные токи.

Если “нейтраль” заземлена (Рис. 2-21 справа), ток нулевой последовательности не учитывается, если он не компенсируется соответствующим током нейтрали. При формировании разности токов, токи замыкания, протекающие через трансформатор при замыкании на землю, в случае отсутствия точки заземления в защищаемой зоне (“нейтраль” трансформатора), не учитываются без каких-либо специальных внешних замеров.

Матрицы (Рис. 2-21):

Недостатком исключения тока нулевой последовательности является то, что защита становится менее чувствительной (коэффициент равен 1/2, поскольку

L1

L3

L1

L3

Im( ) k K( ) In( )⋅ ⋅=

IA

IC

11 0

0 1 IL1

IL3

⋅ ⋅=IA

IC 1

2---1 1–

1– 1 IL1

IL3

⋅ ⋅=



ток нулевой последовательности составляет 1/2) при возникновении замыкания в защищаемой зоне. Большей чувствительности к замыканиям на землю можно достичь, если доступен ток “нейтрали”, т.е. если ТТ установлен в “нейтраль”, и ток от него подводится к устройству (вход по току I7).

Рисунок 2-22 Пример замыкания на землю вне однофазного трансформатора с распределением токов

В этом случае матрицы выглядят следующим образом:

где ISP ток измеряющийся в “нейтрали”.

Ток нулевой последовательности не исключается. Вместо этого, к току каждой фазы добавляется 1/2 тока нейтрали ISP. В этом случае, учитывается ток нулевой последовательности при внутреннем повреждении (I0 = –1/2ISP), в то время как при внешнем повреждении ток нулевой последовательности исключается, поскольку со стороны клемм I0 = 1/2 · (IL1 + IL3) компенсируется током “нейтрали”. Таким образом, полная чувствительность (с током нулевой последовательности) достигается при внутреннем повреждении, а при внешнем повреждении происходит исключение тока нулевой последовательности.

2.2.3 Дифференциальная защита генераторов, двигателей, и последовательных реакторов

Приведение измеряемых величин

Для генераторов, двигателей и последовательных реакторов подходят одинаковые условия. Защищаемая зона ограничивается выводами трансформаторов тока с каждой из сторон защищаемого объекта. Для генераторов и двигателей ТТ устанавливаются со стороны нейтрали и со стороны клемм (Рис. 2-23). Поскольку токи, протекающие в направлении защищаемого объекта, принимаются как положительные, то для схемы дифференциальной защиты токи распределяются как показано на Рис. 2-23.

ISP

L1

L3

L1

L3

IA

IC

11 0

0 1 IL1

IL3

⋅ ⋅=IA

IC

11 0

0 1 IL1

IL3 1

2---ISP

ISP

⋅+⋅ ⋅=



Рисунок 2-23 Распределение токов для продольной дифференциальной защиты

В терминале 7UT612, все измеряемые величины приводятся к номинальным величинам защищаемого объекта. В устройство необходимо ввести следующую информацию: номинальную аппаратную мощность, номинальное напряжение, и номинальные токи трансформаторов тока. Приводимые измеряемые величины уменьшаются благодаря коэффициентам амплитуды.

Особым случаем является использование трансвертерной дифференциальной защиты. Для данного применения распределение токов приводится на Рис. 2-24.

При использовании трансвертерной дифференциальной защиты, защищаемая зона ограничивается концом параллельных фаз. Дифференциальный ток появляется тогда и только тогда, когда токи двух параллельных обмоток отличаются один от другого. Это означает наличие тока повреждения в одной из параллельных фаз.

Рисунок 2-24 Распределение токов для трансвертерной дифференциальной защиты

В отличие от всех других применений, в данном случае токи втекают в защищаемый объект даже при нормальной работе. Поэтому полярность одного из выводов трансформатора тока должна быть реверсивной, т.е. необходимо ввести “неправильную” полярность, как описано в подразделе 2.1.2 под заголовком “Данные трансформаторов тока для 2 сторон”, стр. 74.

Положение нейтрали

Если дифференциальная защита используется в качестве защиты генератора или двигателя, то положение нейтрали учитывать не надо, даже если нейтраль машины заземлена (через большое или маленькое сопротивление). В случае внешнего повреждения фазные токи в обоих точках замера всегда равны. При внутренних повреждениях ток повреждения всегда учитывается дифференциальным током.

L1

L2

L3

L1

L2

L3



Увеличения чувствительности к замыканиям на землю можно достичь при использовании ограниченной защиты от замыканий на землю, как описано в разделе 2.3, и/или дифференциальной защиты ячейки с реле, имеющим большое сопротивление, как описано в подразделе 2.7.2.

2.2.4 Дифференциальная защита шунтирующих реакторов

Если в каждой фазе по обеим сторонам шунтирующего реактора доступны трансформаторы тока, то для защиты применяются следующие положения (см. подраздел 2.2.3).

В большинстве случаев, трансформаторы тока устанавливаются в опережающих фазах и в нейтрали (Рис. 2-25 слева). В этом случае, необходимо сравнение токов нулевой последовательности. При данном применении наиболее подходящей является ограниченная защита от замыканий на землю, см. раздел 2.3.

Если трансформаторы тока установлены в линии по обеим сторонам точки подключения реактора (Рис. 2-25 справа), то применяются те же условия, что и для автотрансформаторов.

Реактор с заземленной нейтралью, находящийся вне защищаемой зоны силового трансформатора может быть рассмотрен как отдельный защищаемый объект, поэтому на него необходимо установить трансформаторы тока как на шунтирующий реактор. Разница заключается в том, что заземление имеет меньшее сопротивление для токов нулевой последовательности.

Рисунок 2-25 Распределение токов для защиты шунтирующего реактора

L1

L2

L3

L1

L2

L3

ISP

L1

L2

L3

L1

L2

L3

ISP



2.2.5 Дифференциальная защита мини-шин, ответствлений и коротких линий

Ответвление определяется в данном случае как трехфазный, когерентный участок проводника, ограниченный выводами трансформаторов тока (что, строго говоря не является ответвлением). Примером является короткий шлейф (Рис. 2-26). Данная опция дифференциальной защиты не подходит для защиты трансформаторов; для защиты трансформаторов используйте функцию “Дифференциальная защита трансформаторов” (см. подраздел 2.2.2). Дифференциальная защита шин также не должна использоваться для защиты последовательных или шунтирующих реакторов, поскольку имеет небольшую чувствительность.

Данный режим работы дифференциальной защиты подходит для защиты коротких линий или кабелей. “Короткий” означает, что подведение траснформаторов тока от ТТ до терминала не вызывает появления недопустимой нагрузки на трансорматоры тока. С другой стороны, емкостной зарядный ток не должен влиять на защиту в данном режиме, поскольку в данном применении она обычно имеет небольшую чувствительность.

Поскольку ток, протекающий в направлении защищаемого объекта, обычно принимается как положительный, то для схемы дифференциальной защиты токи распределяются как показано на Рис. 2-26 и 2-27.

Если терминал 7UT612 используется в качестве защиты минишин или коротких линий, все токи приводятся к номинальному току защищаемых шин или линии. Для этого в терминал должны быть введены необходимые уставки. Приводимые измеряемые величины уменьшаются благодаря коэффициентам амплитуды. Если фидера или выводы трансформаторов тока, расположенных по концам защищаемого объекта, имеют различные первичные токи, то, как правило, внешних выравнивающих устройств не требуется.

Рисунок 2-26 Распределение токов для защиты шин с двумя фидерами

Рисунок 2-27 Распределение токов для защиты коротких линий

L1

L2

L3

Шины

L1

L2

L3



Контроль дифферен-циального тока

Высокая чувствительность дифференциальной защиты необходима при защите трансформаторов, реакторов, и вращающихся машин, для того чтобы определять даже небольшие токи повреждения. В случае повреждений на шинах или коротких линиях ожидается появление больших токов, поэтому можно использовать более высокий порог срабатывания (выше номинального тока). Это позволяет вести непрерывный контроль дифференциального тока более низкого уровня. Наличие небольшого дифференциального тока, в диапазоне рабочих токов, означает повреждение во вторичных цепях трансформаторов тока.

Этот контроль осуществляется пофазно. Когда, при условии нормальной нагрузки, определяется дифференциальный ток при нормальном токе нагрузки фидера, это означает исчезновение вторичного тока, т.е. повреждение во вторичных цепях (короткое замыкание или обрыв). Сообщение о этом состоянии выводится с выдержкой времени. При этом, дифференциальная защита блокируется в соответствующей фазе.

Контроль тока отходящей линии

Для защиты минишин или коротких линий используется еще одна дополнительная функция. Этот контроль тока отходящей линии контролирует пофазно токи каждой точки замера защищаемого объекта. При этом обеспечивается дополнительное условие отключения. Выдача команды на отключение позволяется только в том случае, если хотя бы один из этих контролируемых токов превысил соответствующую (установленную) пороговую величину.

2.2.6 Однофазная дифференциальная защита шин

Кроме высокочувствительного входа по току I8, терминал 7UT612 имеет 7 входов по току одинакового дизайна. Это позволяет использовать терминал в качестве однофазной защиты шин с 7 отходящими линиями.

Существуют две возможности:

1. По одному устройству 7UT612 устанавливается на каждую фазу (Рис. 2-28). Каждая из фаз всех фидеров шин подводится к своему, установленному на фазе устройству.

2. Фазные токи каждого фидера суммируются в однофазную сумму токов (Рис. 2-29). Эта сумма подводится к одному устройству 7UT612.

Пофазное подключение

В случае однофазного подключения, на каждую фазу устанавливается устройство7UT612. Чувствительность к току повреждения при этом одинакова для всех типов повреждений.

Дифференциальная защита приводит все измеряемые величины к номинальному току защищаемого объекта. Поэтому, для вводимых шин, определяется общий номинальный ток, даже если ТТ, установленные на фидерах, имеют различные номинальные токи. В терминал должны быть введены номинальные токи шин и каждого из фидеров. Терминал выполняет приведение амплитуд токов. Если фидера или выводы трансформаторов тока,



расположенных по концам защищаемого объекта, имеют различные первичные токи, то, как правило, внешних выравнивающих устройств не требуется.

Рисунок 2-28 Однофазная защита шин, пример приведен для фазы L1

Подключение через суммирующие ТТ

Одно единственноеустройство 7UT612 может быть использовано для защиты шин с 7 фидерами, если при этом используются суммирующие трансформаторы тока. Фазные токи каждого фидера преобразуются в один однофазный ток с помощью суммирующих ТТ (Рис. 2-29). Суммирование токов не симметрично; поэтому, для различных типов повреждений используется различная чувствительность.

Для защищаемых шин необходимо определить общий номинальный ток. Если ТТ, установленные на фидерах, имеют различные номинальные токи, то с помощью подключенных суммирующих трансформаторов может быть выполнено приведение токов. Выходная величина суммирующего трансформатора обычно разрабатывается для IM = 100 мА, при симметричном номинальном токе шин.

7UT612

L1

L2

L3


Фаза L1I1

I2

I7



Рисунок 2-29 Защита шин с подключением суммирующих трансформаторов (SCT)

Для подключения трансформаторов тока можно использовать различные схемы. Для всех фидеров шин необходимо использовать одинаковый метод подключения.

Схема, приведенная на Рис. 2-30, является наиболее общей. На входные обмотки суммирующего трансформатора подаются токи ТТ IL1, IL3, и IE (ток торможения). Это соединение подходит для всех типов системы, вне зависимости от состояния нейтралей в системе. Это соединение характеризуется увеличением чувствительности при замыканиях на землю.

Для симметричного трехфазного тока (где тормозная составляющая, IE = 0) однофазная сумма токов равна, как показано на Рис. 2-30, √3 умноженному на единичную величину обмотки. Получаются ампер витки, как и для однофазного тока, √3 умножается на величину, протекающую через обмотку с тем же количеством витков (коэффициент 1). При симметричных трехфазных повреждениях токи равны номинальному току IN, вторичный однофазный ток IM = 100 мА. Все рабочие величины основываются на этом типе повреждения и этом токе.

Рисунок 2-30 ТТ подведение токов L1–L3–E

7UT612

L1

L2

L3

Фидер 1 Фидер 7

L1 L2 L3 E

Фидер 2

L1 L2 L3 E L1 L2 L3 E

SCT SCT SCTI1

I2

I7

IL3

L1

7UT612

IL1 SCT IM

IE

1

2

3

L2 L3



Рисунок 2-31 Суммирование токов L1–L3–E в суммирующем трансформаторе

Для соединения, приведенного на Рис. 2-30, коэффициент W суммы токов IM для различных условий повреждений и коэффициентов приведения, приведен в таблице 2-1. Для получения суммы токов IM = 100 мА во вторичной цепи, величины справой стороны умножаются на номинальный ток, который равен W/√3. Если величины токовых уставок умножить на этот коэффициент, то получатся реальные величины срабатывания.

Таблица показывает, что устройство 7UT612 более чувствительно к замыканиям на землю, чем к повреждениям без составляющей тока, протекающего в землю. Это увеличение чувствительности происходит благодаря тому факту, что обмотка суммирующего трансформатора в соединении нейтрали ТТ (IE, ток торможения в соответствии с Рис. 2-30) имеет большее количество витков, и поэтому, коэффициент W = 3.

Если нет необходимости в большой чувствительности к току замыкания на землю, то можно использовать соединение, приведенное на Рис. 2-32. Это резонно в заземленных системах с достаточно низким сопротивлением нулевой последовательности, в которых токи замыкания на землю могут быть больше токов при двухфазных повреждениях. При этом соединении, величины, приведенные в таблице 2-2, могут быть пересчитаны для семи возможных условий повреждения в системах с заземленной нейтралью.

Таблица 2-1 Типы повреждений и коэффициент для подключения L1–L3–E

Тип повреждения W W/√3 I1 для IM = 100 мА

L1–L2–L3 (симм.)L1–L2L2–L3L3–L1L1–EL2–EL3–E

√3211534

1,001,150,580,582,891,732,31

1.00 · IN0.87 · IN1.73 · IN1.73 · IN0.35 · IN0.58 · IN0.43 · IN

IL1

IL3 IL2

IL3

IM

60°

90°

30°

2 · IL1

IM = 2 IL1 + IL3

= √3 · |I |



Рисунок 2-32 Подведение токов ТТ L1–L2–L3 при уменьшении чувствительности к замыканиям на землю

Рисунок 2-33 Суммирование токов L1–L2–L3 в суммирующем трансформаторе

По сравнению с величинами в таблице 2-1, коэффициент W в схеме с уменьшенной чувствительностью к замыканиям на землю меньше чем при стандартном соединении. Поэтому термическая нагрузка уменьшается до 36 %, т.е. (1.73/2.89)2.

Описанные соединения являются примерами. Соответствующие предпочтения фаз (особенно в системах с изолированной нейтралью) могут быть достигнуты путем циклического или ациклического их изменения. В качестве одной из возможностей, дальнейшее увеличение тока замыкания на землю может быть обеспечено включением авто-ТТ в цепь торможения.

Таблица 2-2 Типы повреждений и коэффициент для подключения ТТ L1–L2–L3

Тип повреждения W W/√3 I1 для IM = 100 мА

L1–L2–L3 (симм.)L1–L2L2–L3L3–L1L1–EL2–EL3–E

√3121213

1,000,581,150,581,150,581,73

1.00 · IN1.73 · IN0.87 · IN1.73 · IN0.87 · IN1.73 · IN0.58 · IN

IL2

L1

7UT612

IL1 SCT IM

IL3

1

2

3

L2 L3

IL1

IL3 IL2 IM

60°

2 · IL1IM = 2 IL1 + IL2 + 3 IL3

= √3 · |I |3 · IL3

IL2



Для суммирующего ток трансформатора рекомендуется использовать тип 4AM5120. Эти трансформаторы имеют различные входные обмотки, которые позволяют суммировать токи с коэффициентом 2:1:3, а так же приводить различные первичные токи основных ТТ к одной величине. На Рис. 2-34 приведено распределение обмоток.

Номинальный входной ток каждого суммирующего ТТ должен соответствовать номинальному вторичному току подведенного основного ТТ. Выходной ток суммирующего ТТ (= входному току терминала 7UT612) равный IN = 0.1 A при номинальных условиях.

Рисунок 2-34 Распределение обмоток суммирующих трансформаторов 4AM5120


Высокая чувствительность дифференциальной защиты необходима при защите трансформаторов, реакторов, и вращающихся машин, для того чтобы определять даже небольшие токи повреждения. В случае повреждений на шинах ожидается появление больших токов, поэтому можно использовать более высокий порог срабатывания (выше номинального тока). Это позволяет вести непрерывный контроль дифференциального тока более низкого уровня.

Когда, при условии нормальной нагрузки, определяется дифференциальный ток при нормальном токе нагрузки фидера, это означает исчезновение вторичного тока, т.е. повреждение во вторичных цепях (короткое замыкание или обрыв). Сообщение о этом состоянии выводится с выдержкой времени. При этом, дифференциальная защита блокируется в соответствующей фазе.


Для защиты шин используется еще одна дополнительная функция. Этот контроль тока отходящей линии контролирует пофазно токи каждой точки замера защищаемого объекта. При этом обеспечивается дополнительное условие отключения. Выдача команды на отключение позволяется только в том случае, если хотя бы один из этих контролируемых токов превысил соответствующую (установленную) пороговую величину.

4AM5120–3DA00–0AN2

IN = 1 A

4AM5120–4DA00–0AN2

IN = 5 A

3A B

90N O

6C D

9E F

36L M

24J K

18G H

500

Y Z

1A B

12N O

2C D

3E F

8L M

6J K

4G H

500

Y Z



2.2.7 Ввод параметров функции

Общие положения Дифференциальная защита будет функционировать только в том случае, если при конфигурировании для данной функции была введена уставка DIFF. PROT. = Enabled (ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ЗАЩИТА = Включена) (см. подраздел 2.1.1, адрес112). Если данная функция не будет использоваться, то при конфигурировании вводится уставка Disabled (Отключена); в этом случае ее уставки будут не доступны.

Кроме того, при конфигурировании необходимо ввести тип защищаемого объекта (адрес 105 PROT. OBJECT (ЗАЩИЩАЕМЫЙ ОБЪЕКТ), подраздел 2.1.1). При этом, доступными будут только те уставки, которые будут относиться к выбранному типу объекта.

Дифференциальная защита может быть ON (Включена) или OFF (Отключена) по адресу 1201 DIFF. PROT.(ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ЗАЩИТА). Опция Block relay (Блокирование реле) позволяет работать защитной функции, но команда на отключение от нее при этом будет блокироваться.

Положение нейтрали

Если в заземляющей части заземленной обмотки трансформатора, т.е. между нейтралью и заземляющим электродом, установлен трансформатор тока, то ток нейтрали можно учесть при выполнении расчетов для дифференциальной защиты (см. подраздел 2.2.2, под заголовком “Увеличение чувствительности при замыканиях на землю”, стр. 99). Этим обеспечивается увеличение чувствительности к замыканиям на землю.

Уставка по адресу 1211A DIFFw.IE1-MEAS (ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ обмотка IE1-ИЗМЕРЕНИЕ) для стороны 1 или по адресу 1212A DIFFw.IE2-MEAS (ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ обмотка IE2-ИЗМЕРЕНИЕ) для стороны 2 определяет, будет ли использоваться ток замыкания на землю. Этот параметр можно изменить только при использовании программы DIGSI® 4 в меню “Addi-tional Settings” (“Дополнительные уставки”).

При введении уставки YES (ДА) соответствующий ток, протекающий в нейтрали, будет учитываться дифференциальной защитой. Данная уставка используется только для трансформаторов с двумя раздельными обмотками. Она необходима для того, чтобы удостовериться подведен ли к устройству соответствующий ток нейтрали (вход по току I7). При выполнении конфигурирования функций защиты (см. подраздел 2.1.1, стр. 64) по адресу 108 необходимо ввести соответствующую уставку. Кроме того, нейтраль соответсвующей стороны должна быть заземлена (подраздел 2.1.2 под заголовком “Данные по объекту трансформатор”, стр. 71, адреса 241 и/или 244).


При доставке устройства с завода-изготовителя функция дифференциальной защиты OFF (Отключена). Причиной этого является то, что защита не должна работать, пока в терминал не будут заведены данные о группе соединения обмоток (трансформатора) и коэффициентах приведения. При отсутствии правильных введенных уставок, устройство может совершать неожиданные действия (вплоть до отключения)!




Для функции защиты шин можно осуществлять контроль дифференциального тока (см. подразделы 2.2.5 и 2.2.6). Эта функция может быть ON (ВКЛЮЧЕНА) и OFF (ОТКЛЮЧЕНА) по адресу 1208 I-DIFF> MON. (I-ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫЙ> КОНТРОЛЬ). Он используется при четком различии токов погрешности, обусловленных исчезновением токов ТТ, и токов повреждения, обусловленных повреждением защищаемого объекта.

Величина срабатывания I-DIFF> MON. (I-ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫЙ> КОНТРОЛЬ) (адрес 1281) должна быть достаточно большой, чтобы исключить срабатывание в случае погрешности ТТ и при минимальном несоответствии различных трансформаторов тока. Величина срабатывания приводится к номинальному току защищаемого объекта. Выдержка времени T I-DIFF> MON. (Т I-ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫЙ> КОНТРОЛЬ) (адрес 1282) используется при выдаче сообщений и блокировании дифференциальной защиты. Эта уставка обеспечивает то, что блокировка при наличии повреждения (даже внешнего) исключается. Обычно выдержка времени составляет несколько секунд.


Для функции защиты шин или защиты коротких линий реализация команды на отключение устанавливается, при превышении одной из пороговых величин. Отключение от дифференциальной защиты выполняется, если один из измеряемых токов превысил порог срабатывания I> CURR. GUARD (I> КОНТРОЛЬ ТОКА) (адрес 1210). Величина срабатывания приводится к номинальному току защищаемого объекта. При уставке 0 (предварительной уставке) этот критерий не будет использоваться.

Если установлен контроль тока отходящей линии (т.е. величина > 0), дифференциальная защита не будет выполнять отключения до тех пор, пока не реализуется рассматриваемый критерий. Это будет выполняться и в случае возникновения очень высоких дифференциальных токов, схема мгновенного отключения (см. подраздел 2.2.1, под заголовком “Быстрое не устойчивое отключение при повреждениях с большим уровнем тока”) будет определять возникновение повреждения в течении нескольких милисекунд.

Характеристика отключения Дифферен-циальный ток

Параметры характеристики отключения вводятся по адресам с 1221 по 1261A. На Рис. 2-35 иллюстрируются значения уставок. Номера соответствуют адресам параметров уставок.

Уставка I-DIFF> (I-ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫЙ>) (адрес 1221) является величиной срабатывания для дифференциального тока. Это полный ток повреждения защищаемого объекта, вне зависимости от того как он распределяется по его сторонам. Величина срабатывания приводится к номинальному току защищаемого объекта. Вы можете выбрать большую чувствительность (маленькую величину срабатывания) для защиты трансформаторов (уставка 0.2 · INObj). Для защиты реакторов, генераторв, или двигателей можно установить еще меньшую величину, если используются трансформаторы тока одинакового типа. Большая величина (выше номинального тока) выбирается для защиты шин и линий. Если номинальные токи трансформаторов тока сильно отличаются от номинального тока защищаемого объекта или при большом количестве точек замера, возможно появление больших погрешностей при измерениях.

Кроме предельной величины срабатывания I-DIFF> (I-ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫЙ>), для дифференциального тока вводится вторая



пороговая величина. Если превышается эта пороговая величина I-DIFF>> (I-ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫЙ>>) (адрес 1231), то отключение инициируется вне заисимости от величины тока торможения, гармонической составляющей или величины добавочного торможения (неустойчивое отключение при большом токе). Величина этой уставки должна быть выше чем I-DIFF> (I-ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫЙ>). Если защищаемый объект имеет большое сопротивление (трансформатор, генератор, шунтирующий реактор), пороговая величина может быть установлена выше достигаемой величины повреждения. Пороговая величина (первичная), например, для трансформатора,

.


Характеристика отключения формируется двумя ветвями (Рис. 2-35). Угол наклона первой ветви вводится по адресу 1241A SLOPE 1 (УГОЛ НАКЛОНА 1), а начальная точка по адресу 1242A BASE POINT 1 (НАЧАЛЬНАЯ ТОЧКА 1). Этот параметр может быть изменен только при использовании программы DIGSI® 4 в меню “Additional Settings” (“Дополнительные уставки”). Эта ветвь покрывает погрешности пропорциональные току. Это основные погрешности трансформаторов тока и, в случае защиты силового трансформатора с РПН, токи погрешности, возникающие из-за регулирования в диапазоне трансформатора.

Процентная величина этого последнего тока погрешности равна процентной величине диапазона регулирования номинального напряжения, эта погрешность корректируется в соответствии с подразделом 2.1.2 под заголовком “Данные по объекту трансформатор” (стр. 71).

Вторая ветвь обеспечивает большее торможение в диапазоне больших токов, которые могут приводить к насыщению трансформаторов тока. Ее начальная

1usc transf----------------------------- INtransf⋅

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1231I–DIFF>>

1221I–DIFF>

1244 BASE POINT 2

BASE POINT 21242

Откл-е

IRestINObj-----------------

IDiffINObj---------------

Блок-е1243SLOPE 2

1241SLOPE 1

I–ADD ON STAB1256

Доп-е торможение



точка вводится по адресу 1244A BASE POINT 2 (НАЧАЛЬНАЯ ТОЧКА 2) и ее величина приводится к номинальному току объекта. Угол наклона вводится по адресу 1243A SLOPE 2 (УГОЛ НАКЛОНА 2). Эти уставки влияют на устойчивость действий защиты. Больший угол наклона приводит к большей устойчивости. Этот параметр может быть изменен только при использовании программы DIGSI® 4 в меню “Additional Settings” (“Дополнительные уставки”).

Выдержки времени

В некоторых случаях, может понадобиться выдавать команду на отключение с некоторой выдержкой времени. Для этого устанавливается дополнительная выдержка времени. Таймер 1226A T I-DIFF> (T I - ДИФФ>) запускается, когда ступенью IDiff> и характеристикой отключения определяется внутренее повреждение. Уставка по адресу 1236A T I-DIFF>> (T I - ДИФФ>>) является выдержкой времени для ступени IDiff>>. Этот параметр может быть изменен только при использовании программы DIGSI® 4 в меню “Additional Settings” (“Дополнительные уставки”). Эти уставки являются чистыми выдержками времени, которые не включают в себя собственное время работы защиты.

Увеличение величины срабатывания при пуске

Увеличение величины срабатывания при пуске служит дополнительной защитой от излишнего срабатывания терминала при включении защищаемого объекта, не находящегося под напряжением. Эта функция может быть ON (ВКЛЮЧЕНА) или OFF (ОТКЛЮЧЕНА) по адресу 1205 INC.CHAR.START (УВЕЛИЧЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИ ПУСКЕ). Для двигателей или блоков двигатель/трансформатор данная уставка должна быть ON (ВКЛЮЧЕНА).

Величина тока торможения I-REST. STARTUP (I - ТОРМОЖЕНИЯ ПРИ ПУСКЕ) (адрес1251A) это величина тока торможения, которая, вероятно, будет закорочена прежде, чем будет иметь место пуск защищаемого объекта (т.е. при стоящей машине). Этот параметр может быть изменен только при использовании программы DIGSI® 4 в меню “Additional Settings” (“Дополнительные уставки”). Имейте ввиду, что ток торможения в два раза больше протекающего рабочего тока. Предварительная величина 0.1 представляет 0.05 умноженное на номинальный ток защищаемого объекта.

Уставка по адресу 1252A START-FACTOR (ПУСКОВОЙ КОЭФФИЦИЕНТ) определяет на какой коэффициент увеличивается величина срабатывания ступени IDiff> при пуске. Характеристика данной ступени увеличивается на тот же коэффициент. На ступень IDiff>> это не влияет. Для двигателей или блоков двигатель/трансформатор обычно вводится уставка равная 2. Этот параметр может быть изменен только при использовании программы DIGSI® 4 в меню “Ad-ditional Settings” (“Дополнительные уставки”).

Величина срабатывания возвращается в свое нормальное значение после того, как истечет выдержка времени T START MAX (T МАКСИМАЛЬНОЕ ПРИ ПУСКЕ) (адрес 1253).

Дополнительное торможение

В системах с большими проходными токами при внешних повреждениях необходимо дополнительное динамическое торможение (Рис. 2-35). Начальная величина вводится по адресу 1256A I-ADD ON STAB. (I ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ТОРМОЖЕНИЯ). Данная величина вводится относительно номинального тока защищаемого объекта. Угол наклона остается тот же, что и для ветви b (SLOPE 1 (УГОЛ НАКЛОНА 1), адрес 1241A) характеристики. Этот параметр может быть изменен только при использовании программы DIGSI® 4 в меню “Additional Set-



tings” (“Дополнительные уставки”). Необходимо учитывать, что ток томожения является арифметической суммой токов, втекающих в защищаемый объект, т.е. это увеличенный вдвое проходной ток.

Максимальная длительность дополнительного торможения, после определения внешнего повреждения, вводится цикла переменного тока (адрес 1257A T ADD ON-STAB. (Т ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ТОРМОЖЕНИЯ)). Этот параметр может быть изменен только при использовании программы DIGSI® 4 в меню “Addition-al Settings” (“Дополнительные уставки”). Дополнительное торможение отключается автоматически, даже прежде, чем истечет период установленного времени, как только устройство определит, что рабочая точка IDiff/IRest, в зоне отключения, расположена устойчиво (хотя бы в течение одного цикла переменного тока).

Гармоническое торможение

Торможение с помощью гармонической составляющей возможно, только если терминал используется в качестве защиты трансформатора, т.е. для PROT. OB-JECT (ЗАЩИЩАЕМЫЙ ОБЪЕКТ) (адрес 105) введена уставка 3 phase transf. (3 фазный трансформатор), Autotransf. (Автотрансформатор) или 1 phase transf. (1 фазный трансформатор). Также данная функция используется для шунтирующих реакторов, если трансформаторы тока установлены по обеим сторонам точек подключения реактора (см. пример на Рис. 2-25, справа).

Функция отстройки от броска тока может быть OFF (ОТКЛЮЧЕНА) или ON (ВКЛЮЧЕНА) по адресу 1206 INRUSH 2.HARM. (БРОСОК 2 ГАРМОНИКА). Функция основывается на наличии составляющей 2 гармоники в броске тока намагничивания. Отношение частоты 2 гармоники к частоте основной гармоники 2. HARMONIC (2 ГАРМОНИКА) (адрес 1261) вводится равным I2fN/IfN = 15 % и, как правило, может быть использовано без изменений. Это отношение может быть уменьшено, чтобы обеспечить более устойчивую уставку в особых случаях, при включении в особо неблагоприятных условиях.

Отстройка от броска может быть увеличена с помощью функции “перекрестного блокирования”. Это означает, что блокироваться будет не только фаза, в которой при броске тока, составляющая второй гармоники превысила допустимую величину, но и другие фазы дифференциальной ступени IDiff>. Длительность перекрестного блокирования ограничивается уставкой по адресу 1262A CROSSB. 2. HARM (ПЕРЕКРЕСТНОЕ БЛОКИРОВАНИЕ 2 ГАРМОНИКА). Уставка так же может быть введена в циклах переменного тока. Этот параметр может быть изменен только при использовании программы DIGSI® 4 в меню “Ad-ditional Settings” (“Дополнительные уставки”). Если уставка равна 0 (предварительная уставка), то защита может выполнять отключение, когда трансформатор включается на однофазное повреждение, даже, если в других фазах имеется бросок тока. Если введена уставка равная ∞, то функция перекрестного блокирования остается в работе до тех пор, пока в какой-либо из фаз регистрируется составляющая второй гармоники.

Кроме 2 гармоники, терминал 7UT612 может обеспечивать торможение от других гармоник: n-ой гармоники. По адресу 1207 RESTR. n.HARM. (ОТСТРОЙКА ОТ n-ой ГАРМОНИКИ) можно выбрать уставки 3. Harmonic (3 гармоника) или 5. Harmonic (5 гармоника), или отключить торможение от n-ой гармоники уставкой OFF (ОТКЛЮЧЕНА).

Устойчивое перевозбуждение трансформаторов характеризуется наличием нечетной гармоники. 3я или 5я гармоники подходят для определения данного



перевозбуждения. Поскольку 3я гармоника часто в обмотках трансформатора (например, в обмотке собранной по схеме треугольник), то обычно используется 5я гармоника.

Преобразующие трансформаторы также производят составляющую нечетной гармоники, которая отсутствует в случае внутреннего короткого замыкания.

Гармоническая составляющая, которая блокирует дифференциальную ступень IDiff> вводится по адресу 1271 n. HARMONIC (n ГАРМОНИКА). Например, для исключения отключения при перевозбуждении может использоваться 5ая гармоника, при этом вводится уставка равная 30 % (предварительная уставка).

Отстройка от n-ой гармоники осуществляется пофазно. Но существует возможность — так же как и при отстройке от броска тока — сконфигурировать защиту таким образом, что блокироваться будет не только фаза, в которой гармоническая составляющая превысила допустимую величину, но и другие фазы дифференциальной ступени IDiff> (функция перекрестного блокирования). Длительность перекрестного блокирования ограничивается уставкой по адресу 1272A CROSSB. n.HARM (ПЕРЕКРЕСТНОЕ БЛОКИРОВАНИЕ n ГАРМОНИКА). Уставка так же может быть введена в циклах переменного тока. Этот параметр может быть изменен только при использовании программы DIGSI® 4 в меню “Ad-ditional Settings” (“Дополнительные уставки”). При уставке равной 0 (предварительная уставка) функция перекрестного блокирования не эффективна, при уставке равной ∞ функция перекрестного блокирования остается в работе до тех пор, пока в какой-либо из фаз регистрируется гармоническая составляющая.

Если дифференциальный ток превышает уставку, введенную по адресу 1273A IDIFFmax n.HM (IДИФФ МАКСИМАЛЬНЫЙ n ГАРМОНИКА), то торможения от n-ой гармоники не происходит. Этот параметр может быть изменен только при использовании программы DIGSI® 4 в меню “Additional Settings” (“Дополнительные уставки”).

2.2.8 Обзор уставок

Примечание: Уставки, адреса которых содержат букву “A” могут быть изменены только при использовании программы DIGSI®, в меню “Additional Settings” (“Дополнительные уставки”).


Пояснения

1201 DIFF. PROT. OFF (ОТКЛЮЧЕНО)ON (ВКЛЮЧЕНО)Block relay for trip com-mands (Блокирование реле на выдачу команды на отключение)

OFF Дифференциальная защита

1205 INC.CHAR.START OFF (ОТКЛЮЧЕНО)ON (ВКЛЮЧЕНО)

OFF Увеличение характеристики отключения при пуске



1206 INRUSH 2.HARM. OFF (ОТКЛЮЧЕНО)ON (ВКЛЮЧЕНО)

ON Торможение от 2 гармоники при броске тока

1207 RESTR. n.HARM. OFF (ОТКЛЮЧЕНО)3. Harmonic (3 гармоника)5. Harmonic (5 гармоника)

OFF Торможение от n-ой гармоники

1208 I-DIFF> MON. OFF (ОТКЛЮЧЕНО)ON (ВКЛЮЧЕНО)

ON Контроль дифференциального тока

1210 I> CURR. GUARD 0.20..2.00 I/InO; 0 0.00 I/InO I> для детектора тока

1211A DIFFw.IE1-MEAS NO (НЕТ)YES (ДА)

NO Дифф. защита с измерением тока заземления стороны S1

1212A DIFFw.IE2-MEAS NO (НЕТ)YES (ДА)


1221 I-DIFF> 0.05..2.00 I/InO 0.20 I/InO Величина сраб. дифф. тока

1226A T I-DIFF> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec T I-DIFF> выдержка времени

1231 I-DIFF>> 0.5..35.0 I/InO; ∞ 7.5 I/InO Величина сраб. при откл. с большой уставкой

1236A T I-DIFF>> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec T I-DIFF>> выдержка времени

1241A SLOPE 1 0.10..0.50 0.25 Угол наклона 1 характеристики отключения

1242A BASE POINT 1 0.00..2.00 I/InO 0.00 I/InO Начальная точка харктеристики 1

1243A SLOPE 2 0.25..0.95 0.50 Угол наклона 2 характеристики отключения

1244A BASE POINT 2 0.00..10.00 I/InO 2.50 I/InO Начальная точка харктеристики 2

1251A I-REST. STARTUP 0.00..2.00 I/InO 0.10 I/InO I-ТОРМОЖЕНИЯ для определения пуска

1252A START-FACTOR 1.0..2.0 1.0 Коэффициент увеличения при пуске

1253 T START MAX 0.0..180.0 sec 5.0 sec Максимально допустимое время пуска

1256A I-ADD ON STAB. 2.00..15.00 I/InO 4.00 I/InO Сраб. для добавочного торм-я

1257A T ADD ON-STAB. 2..250 Cycle; ∞ 15 Cycle Длительность добав. торм-я

1261 2. HARMONIC 10..80 % 15 % Составляющая 2-ой гармоники в I-DIFF

1262A CROSSB. 2. HARM 2..1000 Cycle; 0; ∞ 3 Cycle Время перекрестного блокирования от 2-ой гармоники

1271 n. HARMONIC 10..80 % 30 % Составляющая n-ой гармоники в I-DIFF

1272A CROSSB. n.HARM 2..1000 Cycle; 0; ∞ 0 Cycle Время перекрестного блокирования от n-ой гармоники


Пояснения



2.2.9 Список сообщений

1273A IDIFFmax n.HM 0.5..20.0 I/InO 1.5 I/InO Предел IДИФФ макс. при торможении n-ой гармоникой

1281 I-DIFF> MON. 0.15..0.80 I/InO 0.20 I/InO Величина сраб. контроля дифф. тока

1282 T I-DIFF> MON. 1..10 sec 2 sec T I-ДИФФ> выдержка времени контроля


Пояснения

F.No. Сообщения Пояснения

05603 >Diff BLOCK >БЛОК дифференциальной защиты

05615 Diff OFF Дифференциальная защита ОТКЛ.

05616 Diff BLOCKED Дифференциальная защита ЗАБЛОКИРОВАНА

05617 Diff ACTIVE Дифференциальная защита в РАБОТЕ

05620 Diff Adap.fact. Ош. дифф.: противоположный коэффициент ТТ

05631 Diff picked up Срабатывание дифф. защиты

05644 Diff 2.Harm L1 Дифф.: Блок. 2 гарм. L1



05647 Diff n.Harm L1 Дифф.: Блок. n гарм. L1



05651 Diff Bl. exF.L1 Дифф. защ.: Блок. от внешн. повреждения L1



05657 DiffCrosBlk2HM Дифф.: Перекрестное блок. 2 гарм.

05658 DiffCrosBlknHM Дифф.: Перекрестное блок. n гарм.

05662 Block Iflt.L1 Дифф. защ.: блок. от поврежд. ТТ L1



05666 Diff in.char.L1 Дифф.: увеличение характеристики фазы L1





05670 Diff I-Release Дифф.: ток для отключения

05671 Diff TRIP Дифференциальная защита ОТКЛ.

05672 Diff TRIP L1 Дифференциальная защита: ОТКЛ. L1



05681 Diff> L1 Дифф. защ.: IДИФФ> L1 (без выд. времени)



05684 Diff>> L1 Дифф. защ.: IДИФФ>> L1 (без выд. времени)



05691 Diff> TRIP Дифф. защ.: ОТКЛ от IДИФФ>

05692 Diff>> TRIP Дифф. защ.: ОТКЛ от IДИФФ>>

05701 Dif L1 : Дифф. ток в L1 при откл. без выд. времени



05704 Res L1 : Ток торм. в L1 при откл. без выд. времени



F.No. Сообщения Пояснения

2.3 Ограниченная защита от замыканий на землю



Ограниченная защита от замыканий на землю определяет замыкания на землю в силовых трансформаторах, шунтирующих реакторах, трансформаторах/реакторах с заземленной нейтралью, или во вращающихся машинах, нейтраль которых заземлена. Она так же подходит, когда формирователь нейтрали (реактор, установленный в нейтрали) установлен в защищаемой зоне силового трансформатора с изолированной нейтралью. Предварительным уловием для этого является установка трансформатора тока в цепь нейтрали, т.е. между нейтралью и заземляющим электродом. ТТ, установленный в нейтрали, и ТТ, установленные в фазах, ограничивают область защищаемой зоны.

Примеры приведены на Рис. с 2-36 по 2-40.

Рисунок 2-36 Ограниченная защита от замыканий на землю, установленная на заземленной обмотке силового трансформатора

Рисунок 2-37 Ограниченная защита от замыканий на землю, установленная на обмотке трансформатора с изолированной нейтралью, с реактором (формирователем нейтрали) в защищаемой зоне

ISP7UT612

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

3I0" = IL1 + IL2 + IL3

3I0'

= I S

P

L1

L2

L3

L1

L2

L3

L1

L2

L3

7UT612

IL1

IL2

IL3

3I0" = IL1 + IL2 + IL3

3I0'

= I S

PISP



Рисунок 2-38 Ограниченная защита от замыканий на землю, установленная на заземленном шунтирующем реакторе с ТТ, установленными на выводах реактора

Рисунок 2-39 Ограниченная защита от замыканий на землю, установленная на заземленном шунтирующем реакторе с 2 ТТ (как и для автотрансформатора)

L1

L2

L3

L1

L2

L3

7UT612

3I0"

= I L

1 +

I L2

+ I L

3

3I0' = ISP

ISP

L1

L2

L3

L1

L2

L3

7UT612

IL1

IL2

IL3

3I0'

= I S

P

ISP

IL1

IL2

IL3

I L1

+ I L

2 +

I L3

Сторона

1

IL1 + IL2 + IL3Сторона 2



Рисунок 2-40 Ограниченная защита от замыканий на землю, установленная на заземленном автотрансформаторе

2.3.1 Описание функции

Базовый принцип При нормальной работе, никакого тока ISP не протекает через вывод нейтрали, сумма фазных токов 3I0 = IL1 + IL2 + IL3 равна нулю.

Когда в защищаемой зоне происходит замыкание на землю (Рис. 2-41), то протекает ток ISP; в зависимости от условий заземления энергосистемы дальнейший ток замыкания может быть распознан в ограниченной токовой цепи фазных трансформаторов тока. Поскольку все токи протекающие в защищаемый объект принимаются за положительные, ограничивающий ток от системы будет в большей или меньшей степени присутствовать в фазе с током нейтрали.

Рисунок 2-41 Пример замыкания на землю в трансформаторе с распределением токов

L1

L2

L3

L1

L2

L3

7UT612

IL1

IL2

IL3

3I0'

= I S

P

ISP

IL1

IL2

IL3

I L1

+ I L

2 +

I L3

Сторона

1

IL1 + IL2 + IL3Сторона 2

L1

L2

L3

L1

L2

L3

ISP

IL3



Когда замыкание происходит вне защищаемой зоны (Рис. 2-42), ток ISP все равно будет течь; но ограничивающий ток фазных трансформаторов тока 3I0 будет иметь ту же амплитуду, что и ток нейтрали, и противоположную фазу.

Рисунок 2-42 Пример внешнего замыкания на землю для трансформатора с распределением токов

Когда вне защищаемой зоны происходит повреждение без связи с землей, ограниченный ток может появиться в ограниченной токовой цепи фазных ТТ, благодаря различному насыщению фазных ТТ в условиях протекания большого тока. Этот ток может симулировать повреждение в защищаемой зоне, поэтому в этих условиях необходимо предотвратить излишнее отключение. Для этого, в ограничоной защите от замыканийна землю используется метод торможения, который сильно отличается от обычного метода торможения, используемого в схеме дифференциальной защиты, поскольку кроме амплитуды измеряемых токов в нем используется и отношение фаз.

Сравнение измеряемых величин

Ограниченная защита от замыканий на землю сравнивает основную гармонику тока, протекающего в соединении нейтрали, который далее обозначается как 3I0’, с основной гармоникой суммы фазных токов, которая обозначается как 3I0". Далее используется следующее (Рис. 2-43):

3I0' = ISP 3I0" = IL1 + IL2 + IL3

Только ток 3I0' работает как величина эффекта отключения, поскольку при повреждении в защищаемой зоне этот ток всегда присутствует.

L1

L2

L3

L1

L2

L3

ISP

–IL3



Рисунок 2-43 Принцип действия ограниченной защиты от замыканий на землю

При возникновении замыкания на землю вне защищаемой зоны, через фазные трансформаторы тока потечет другой ток - 3I0". Он находится в противофазе току 3I0' и имеет одинаковую с ним амплитуду. Для торможения требуется максимальная информация о токах: их амплитуде и фазе. Далее определяется следующее:

Ток отключенияIREF = |3I0'|

и ток стабилизации или тормозной ток

IRest = k · (|3I0' – 3I0"| – |3I0' + 3I0"|)

где k является коэффициентом торможения, который будет далее разъяснен, но сначала принимается k = 1. IREF определяется из основной гармоники и создает величину отключения, IRest препятствует эффекту отключения.

Для разъяснения ситуации рассмотрим три важных условия:

a) Ток при внешнем замыкании на землю:

3I0" имеет противоположное направление току 3I0', но одинаковую с ним амплитуду, т.е. 3I0" = –3I0'

IREF = |3I0'| IRest = |3I0' + 3I0"| – |3I0' – 3I0"| = 2·|3I0'|

Ток отключения (IREF) равен току в нейтрали; ток торможения (IRest) соответствует двойному току отключения.

b) Внутреннее замыкание на землю, питаемое только со стороны нейтралиf:

В этом случае, 3I0" = 0

IREF = |3I0'| IRest = |3I0' – 0| – |3I0' + 0| = 0

Ток отключения (IREF) равен току в нейтрали; ток торможения (IRest) равен нулю, т.е. обеспечивается полная чувствительность при внутреннем замыкании на землю.

c) Внутреннее замыкание на землю, питаемое со стороны нейтрали и со стороны системы, т.е. амплитуды токов замыкания на землю равны:

В этом случае, 3I0" = 3I0'

ISP7UT612

IL1

IL2

IL3

3I0" = IL1 + IL2 + IL3

3I0'

= I S

P

L1

L2

L3



IREF = |3I0'| IRest = |3I0' – 3I0'| – |3I0' + 3I0'| = –2 · |3I0'|

Ток отключения (IREF) равен току в нейтрали; ток торможения (IRest) отрицателен, и поэтому устанавливается в ноль, т.е. обеспечивается полная чувствительность при внутреннем замыкании на землю.

В результате при внутреннем повреждении никакое торможение не эффективно, поскольку величина торможения равна нулю или отрицательная. Поэтому небольшой ток замыкания на землю может вызвать отключение. Наоборот, сильным торможение становится при внешнем повреждении. На Рис. 2-44 показано, что ограничение сильнее, когда велик ток торможения от фазных трансформаторов тока (область отрицательного отношения 3I0"/3I0'). При идеальных трансформаторах тока отношение 3I0"/3I0' равно –1.

Если трансформатор тока нейтрали слабее фазного трансформатора тока (например, из-за выбора меньшего предельного коэффициента точности или из-за большой вторичной нагрузки), отключение возможно при условии повреждения, даже в случае насыщения, поскольку амплитуда 3I0" всегда выше амплитуды 3I0'.

Рисунок 2-44 Характеристика отключения ограниченной защиты в зависимости от отношения токов заземления 3I0"/3I0' (оба тока имеют одинаковые (+) или противоположные (–) фазы); IREF = ток отключения; IREF> = величина уставки

В приведенных выше примерах было принято, что токи 3I0" и 3I0' при внешних замыканиях на землю находятся в противофазе, что верно только для первичных величин. Насыщение трансформатора тока может стать причиной фазового искажения между вторичными токами основной гармоники, которое

-0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 0.3

4

3

2

1

IREFIREF>

3Io"3Io'

Отключение

Блокирование



приведет к уменьшению величины тока торможения. Если смещение фаз ϕ (3I0"; 3I0') = 90°, тогда величина тока торможения равна нулю. Это соответствует условному методу определения направления при помощи векторной суммы и сравнения разности токов (Рис. 2-45).

Рисунок 2-45 Векторная диаграмма для величины торможения при внешнем повреждении

На величину тока торможения влияет коэффициент k. Этот коэффициент имеет некоторую зависимость от предельного угла ϕlimit. Этот предельный угол определяет, для какого смещения фаз между токами 3I0" и 3I0' величина срабатывания увеличивается до бесконечности, когда 3I0" = 3I0', т.е. срабатывания не происходит. В треминале 7UT612 k = 2, т.е. величина тока торможения в выше приведенном примере a) снова увеличивается в два раза: величина тока торможения IRest в 4 раза больше величины тока отключающего эффекта IREF. Предельный угол ϕlimit = 110°. Это означает, что при фазном смещении |ϕ (3I0"; 3I0')| ≥ 110° никакого отключения не произойдет.

На Рис. 2-46 приведена рабочая характеристика ограниченной защиты от замыканий на землю, зависящая от фазового смещения между токами 3I0" и 3I0', при постоянном отношении |3I0"| = |3I0'|.

+3I0"

–3I0"

3I0' + 3I0"

3I0' – 3I0"

3I0' IRest для k = 1



Рисунок 2-46 Характеристика отключения ограниченной защиты от замыканий на землю, зависящая от фазового смещения между токами 3I0" и 3I0' при 3I0" = 3I0' (180° = внешнее повреждение)

Существует возможность увеличения величины отключения в области отключения пропорционально арифметической сумме всех токов, т.е. суммарной амплитуде Σ|I | = |IL1| + |IL2| + |IL3| + |ISP| (Рис. 2-47). Может быть установлен угол наклона этой характеристики.

Рисунок 2-47 Увеличение величины срабатывания

120° 110° 100° 90° 80° 70°

4

3

2

1

IREFIREF>

Отключение


ϕ (3Io";3Io')

Σ|I |

IREF

1313SLOPE



Рисунок 2-48 Логическая схема ограниченной защиты от замыканий на землю


Ограниченная защита от замыканий на землю может работать только в том случае, если при конфигурировании (см. подраздел 2.1.1, адрес 113) REF PROT. (ОГРАНИЧЕННАЯ ЗАЩИТА) защита была привязана к одной из сторон защищаемого объекта. Более того, измерительный вход по току I7 должен быть привязан к той же стороне (адрес 108). Ограниченная защита от замыканий на землю может быть включена (ON) или отключена (OFF) по адресу 1301 REF PROT. (ОГРАНИЧЕННАЯ ЗАЩИТА). Уставка Block relay (Блокирование реле) позволяет защите работать, но блокирует выходне отключающее реле.

Чувствительность ограниченной защиты от замыканий на землю определяется величиной срабатывания I-REF> (I - ОГРАНИЧ>) (адрес 1311). Требуется ток замыкания на землю, который протекает через нейтраль защищаемого объекта (трансформатора, генератора, двигателя, шунтирующего реактора). Другой ток замыкания, который может поступать от сети не влияет на чувствительность. Величина уставки соотносится с номинальным током защищаемого объекта.

Величина уставки может быть увеличина в области отключения в зависимости от арифметической суммы токов (торможение суммой всех токов), которая вводится по адресу 1313A SLOPE (УГОЛ НАКЛОНА). Этот параметр может быть изменен только при использовании программы DIGSI® в меню “Additional Set-tings” (“Дополнительные уставки”). Обычно вводится уставка равная 0.

1312 T I–EDS>

T 0

REF BLOCKED

REF OFF

REF TRIP

>BLOCK REF

Измерения

1311 I-REF>

I7

REF ACTIVE

|3I0'| > k·(|3I0'–3I0"| – |3I0'+3I0"|)

|IL1| + |IL2| + |IL3| + |ISt|IL1

IL1IL1

REF T start

FNo 05817REF picked up

&

1313 SLOPE

ВКБлок. реле ≥1 &

1301REF PROT.

”1”ОТК

&

FNo 05816

FNo 05821

FNo 05812

FNo 05813

FNo 05811

FNo 05803


При поставке, ограниченная защита от замыканий на землю OFF (ОТКЛЮЧЕНА). Причиной этого является то, что защита не должна вводиться в работу, пока не будут введены сторона привязки и полярность ТТ. Без введения необходимых уставок, устройство может выполнять неадекватные действия (включая отключение)!



В особых случаях выдача сигнала на отключение должна происходить с выдержкой времени. Для этого может быть установлена дополнительная выдержка времени. Таймер 1312A T I-REF> (Т I - ОГРАНИЧ>) запускается при определении внутреннего повреждения. Эта уставка является чистой выдержкой времени, которая не включает в себя собственное время работы терминала.


Примечание: Уставки, адреса которых содержат букву “A” могут быть изменены только при использовании программы DIGSI®, в меню “Additional Settings” (“Дополнительные уставки”).


Адрес Название уставки

Опции уставки Уставка по умолчанию

Пояснения

1301 REF PROT. OFF (ОТКЛЮЧЕНО)ON (ВКЛЮЧЕНО)Block relay for trip commands (Блокирование реле на выдачу команды на отключение)

OFF Ограниченная защита от замыканий на землю

1311 I-REF> 0.05..2.00 I / In 0.15 I / In Величина срабатывания I REF>

1312A T I-REF> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec T I-REF> выдержка времени

1313A SLOPE 0.00..0.95 0.00 Угол наклона характеристики I-REF> = f(I-SUM)


05803 >BLOCK REF >БЛОКИРОВАНИЕ огранич. защиты от замыканий на землю

05811 REF OFF Огранич. защита от замыканий на землю ОТКЛЮЧЕНА

05812 REF BLOCKED Огранич. защита от замыканий на землю ЗАБЛОКИРОВАНА

05813 REF ACTIVE Огранич. защита от замыканий на землю в РАБОТЕ

05836 REF Adap.fact. Огр. защ. от замык. на землю ош.: неправильный коэффициент адаптации ТТ

05817 REF picked up Огранич. защита от замыканий на землю: срабатывание

05816 REF T start Огранич. защита от замыканий на землю: запуск выдержки времени

05821 REF TRIP Огранич. защита от замыканий на землю: ОТКЛЮЧЕНИЕ



05826 REF D: Огр. защ. от замык. на землю: Величина D при откл. (без выдержки времени)

05827 REF S: Огр. защ. от замык. на землю: Величина S при откл. (без выдержки времени)

05830 REF Err CTstar Огр. защ. от замык. на землю ош.: нет нейтрали ТТ

05835 REF Not avalia. Огр. защ. от замык. на землю ош.: не используется на данном объекте




2.4 Максимальная токовая защита с выдержкой времени для фазных токов и тока нулевой последовательности

Общие положения Максимальная токовая защита с выдержкой времени используется в качестве резервной защиты основного защищаемого объекта от коротких замыканий и обеспечивает резервную защиту от внешних повреждений, которые не были отключены и поэтому могут привести к повреждению защищаемого объекта.

Информация о подключении и привязкам к сторонам защищаемого объекта приводится в подразделе 2.1.1 под заголовком “Особые случаи” (стр. 63). Сторона привязки и типы характеристик вводятся по адресам с 120 по 123.

Токи в максимальную токовую защиту с выдержкой времени для фазных токов поступают от стороны, к которой привязана защита. Для МТЗ тока нулевой последовательности всегда используется сумма токов той стороны, к которой привязана защита. Сторона с которой подводятся фазные токи может отличаться от строны, с которой подводится ток нулевой последовательности.

Если для основного защищаемого объекта введена уставка PROT. OBJECT = 1ph Busbar (ЗАЩИЩАЕМЫЙ ОБЪЕКТ = 1фазные шины) (адрес 105, см. подраздел 2.1.1), то использование максимальной токовой защиты с выдержкой времени не эффективно.

Максимальная токовая защита с выдержкой времени для каждого фазного тока и для тока НП имеет по две ступени с независимой выдержкой времени (МТЗ НВВ) и одну ступень с инверсной выдержкой времени (МТЗ ИВВ). Ступени с инверсной выдержкой времени могут работаь в соответствии с характеристиками определенными, стандарами IEC или ANSI, или в соответствии с характеристикой, определенной пользователем.


2.4.1.1 Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени

Ступени с независимой выдержкой времени для фазных токов и тока НП всегда доступны, даже, если, в соответствии с подразделом 2.1.1 (адрес 121 и/или 123), была сконфигурирована ступень с инверсной выдержкой времени.

Срабатывание, отключение

Две ступени с независимой выдержкой времени доступны для каждого фазного тока и тока НП (3·I0).

Каждый из фазных токов и ток 3·I0 сравнивается с величинами уставок I>> (общая уставка для трех фзных токов) и 3I0>> (независимая уставка для 3·I0). При превышении этих уставок определяется соответствующая величина срабатывания и выдается сообщение. Когда истекает соответствующая из выдержек времени T I>> или T 3I0>>, выдается команда на отключение. Величина возврата приблизительно на 5 % ниже величины срабатывания для токов > 0.3 · IN.

На Рис. 2-49 приведена логическая схема для максимальных токовых ступеней I>> и 3I0>>.

2.4 Максимальная токовая защита с выдержкой времени для фазных токов и тока нулевой


Рисунок 2-49 Логическая схема для максимальных токовых ступеней I>> для фазных токов и тока НП

2008

„1“

Man. Close&

2012

T 0

L1L2

L3

I>> picked up

I>> Time Out

ON

OFF„1“

2001

>BLOCK I>>

>BLK Phase O/C O/C Phase BLK

≥1

O/C Phase OFF

I>> BLOCKED

FNo 1800

FNo 1804

FNo 1852

FNo 1752

FNo 1751

FNo 1704

ИзмеренияFNo 1721

(s. Fig. 2-54)

2011 I>>

IL1IL2

IL3 &

&

≥1 ≥1

≥1≥1

O/C Phase ACTFNo 1753

FNo 1762 ... 1764

O/C Ph L3 PUO/C Ph L2 PU

O/C Ph L1 PU

FNo 1805I>> TRIP

2208

„1“

Man. Close&

2212

3I0>> Time Out

ON

OFF„1“

2201

>BLOCK 3I0>>

>BLK 3I0 O/C O/C 3I0 BLK

≥1

O/C 3I0 OFF

3I0> BLOCKED

FNo 1901

FNo 1902

FNo 1857

FNo 1749

FNo 1748

FNo 1741


(s. Fig. 2-54)

2211 3I0>>

3I0FNo 1766

&

& 3I0>> TRIPFNo 1903

≥1

O/C 3I0 ACTIVEFNo 1750

3I0>> picked up

O/C 3I0 PU

I>>

I>>

T 0

ИзмеренияИзмерения

InactiveI>> instant.

Ip instant.

I> instant.

Inactive3I0>> instant.

3I0p instant.

3I0> instant.

MANUAL CLOSE

3I0 MAN. CLOSE

PHASE O/C

3I0 O/C

I>>

T I>>

T 3I0>>



Каждый из фазных токов и остаточный ток 3·I0, кроме того, сравнивается с величинами уставок I> (общая величина уставки для трех фазных токов) и 3I0> (независимая уставка для 3·I0). При превышении установленного порогового значения выдается сообщение о срабатывании. Но если используется торможение от броска тока намагничивания (см. подраздел 2.4.1.5), то вначале проводится анализ частот (подраздел 2.4.1.5). Если определяется бросок тока, то сообщение о срабатывании подавляется и, вместо него, выдается сообщение о броске тока. Если бросок тока не был определен, и было выдано сообщение о срабатывании, то по истечении соответствующей из выдержек времени T I> или T 3I0>, выдается команда на отключение. При наличии броска тока, отключение не возможно, но сообщение о истечении выдержки времени выдается. Величина возврата приблизительно на 5 % ниже величины срабатывания для токов > 0,3 ·IN.

На Рис. 2-50 приведена логическая схема ступеней I> для фазных токов, на Рис. 2-51 - для тока НП.

Величины срабатывания для каждой из ступеней, I> (для фазных токов), 3I0> (для тока НП), I>> (для фазных токов), 3I0>> (для тока НП) и выдержки времени могут быть выставлены индивидуально.

Рисунок 2-50 Логическая схема максимальных токовых ступеней I> для фазных токов

2008

„1“

Man. Close&

2014

L1L2

L3

I> picked up

I> Time Out

ON

OFF„1“

2001

>BLOCK I>


≥1

O/C Phase OFF

I> BLOCKED

I> InRush PU

FNo 1810

FNo 7551

FNo 1814

FNo 1851

FNo 1752

FNo 1751

FNo 1704


(s. Fig. 2-54)

I>

2013 I>

IL1IL2

IL3

&

&

Rush Blk L1(s. Fig. 2-56)

≥1 ≥1

≥1≥1

≥1


FNo 7565 ... 7567

L3 InRush PUL2 InRush PU

L1 InRush PU

FNo 1762 ... 1764


O/C Ph L1 PU

FNo 1815I> TRIP

&

& T 0 &

≥1Измерения

Измерения

Inactive

I>> instant.

Ip instant.

I> instant.

MANUAL CLOSE

PHASE O/C

T I>



Рисунок 2-51 Логическая схема максимальной токовой ступени 3I0> для тока НП

2.4.1.2 Максимальная токовая защита с инверсной выдержкой времени

Максимальная токовая защита с инверсной выдержкой времени работает в соответствии с характеристиками, определенными стандартами IEC или ANSI, или в соответствии с характеристикой, определенной пользователем. Кривые характеристик и их выражения приводятся в разделе Технических данных (Рис. с 4-7 по 4-9 в разделе 4.4). При конфигурировании одной из инверсных характеристик выдержки времени, ступени с независимыми выдержками времени I>> и I> также остаются доступными (см. подраздел 2.4.1.1).


Каждый из фазных токов и ток НП (сумма токов) сравниваются, соответственно, с общей величиной уставки Ip и отдельной величиной уставки 3I0p. Если величина уставки превышается в 1.1 раза, то срабатывает соответствующая ступень и селективно выдается сигнал о срабатывании. Но если используется торможение от броска тока намагничивания (см. подраздел 2.4.1.5), то вначале проводится анализ частот (подраздел 2.4.1.5). Если определяется бросок тока, то сообщение о срабатывании подавляется и, вместо него, выдается сообщение о броске тока. Для срабатывания используются абсолютные величины колебаний основной гармоники. При срабатывании ступени Ip, время отключения рассчитывается с помощью встроенной процедуры измерений на

2208

„1“

Man. Close&

2214

3I0> Time Out

ON

OFF„1“

2201

>BLOCK 3I0>


≥1

O/C 3I0 OFF

3I0> BLOCKED

FNo 1904

FNo 1905

FNo 1857

FNo 1749

FNo 1748

FNo 1741


(s. Fig 2-54)

I>

2213 3I0>

3I0

&

&

Rush Blk 3I0

FNo 1766

3I0> TRIPFNo 1906

≥1


FNo 75683I0 InRush PU

3I0> picked up

O/C 3I0 PU

FNo 75693I0> InRush PU

&

&&T 0

Inactive3I0>> instant.

3I0p instant.

3I0> instant.

3I0 MAN. CLOSE

3I0 O/C

T 3I0>



основе протекающего тока повреждения, в зависимости от выбранной характеристики отключения. По истечению этого периода, передается команда на отключение пока определяется бросок тока или пока блокируется торможение от броска тока. Если разрешено торможение от броска тока и бросок тока определен, отключения не произойдет. Однако сообщение о истечении выдержки времени будет сгенерировано.

Для тока 3I0p характеристика может быть выбрана вне зависимости от характеристики, используемой для фазных токов.

Величины срабатывания для ступеней Ip (для фазных токов), 3I0p (для тока НП) и выдержки времени для каждой из этих ступеней могут быть выбраны не зависимо друг от друга.

На Рис. 2-52 приведена логическая схема ступеней с инверсной выдержкой времени для фазных токов, на Рис. 2-53 - для тока НП.

Характеристики возврата в соответствии со стандартом IEC

Возврат ступени, для которой используются кривые в соответствии со стандартом IEC, происходит, когда соответствующий ток падает ниже 95 % от величины срабатывания. Новый пуск будет инициировать новый пуск выдержек времени.

Характеристики возврата в соответствии со стандартом ANSI

При использовании характеристик по стандарту ANSI, вы можете определить, возврат ступени осуществляется сразу после снижения пороговой величины или когда он вызывается эмуляцией диска. “Сразу после” означает, что возврат срабатывания происходит после того как величина срабатывания упадет приблизительно до 95 %. При новом срабатывании счетчик времени запускается с нуля.



Рисунок 2-52 Логическая схема ступеней с инверсной выдержкой времени Ip для фазных токов — пример характеристик в соответствии со стандартом IEC

2008

„1“

Man. Close&

2022

L1L2

L3

Ip picked up

Ip Time Out

ON

OFF„1“

2001

>BLOCK Ip


≥1

O/C Phase OFF

Ip BLOCKED

Ip InRush PU

FNo 1820

FNo 7553

FNo 1824

FNo 1855

FNo 1752

FNo 1751

FNo 1704


(См.Рис.2-

1,1 Ip

2021 Ip

IL1IL2

IL3

&

&

Rush Blk L1(См.Рис.2-56)

≥1 ≥1

≥1≥1

≥1


FNo 7565 ... 7567

L3 InRush PUL2 InRush PU

L1 InRush PU

FNo 1762 ... 1764


O/C Ph L1 PU

FNo 1825Ip TRIP

2025

&

&

≥1

t

I

&

ИзмеренияИзмерения

Inactive

I>> instant.

Ip instant.

I> instant.

MANUAL CLOSE

PHASE O/C

T Ip

IEC CURVE



Рисунок 2-53 Логическая схема ступеней с инверсной выдержкой времени для тока НП — пример характеристик в соответствии со стандартом IEC

Эмуляция диска вызывает процесс возврата (счетчик времени убывающий), который начинается после вывода из под напряжения. Этот процесс соответствует обратному вращению диска Феррари. В случае нескольких успешных ликвидаций повреждений, определяется, что благодаря инерции диска Феррари учитывается “история” развития повреждений, и тем самым адаптируется поведение счетчиков времени. Возврат начинается, когда величина падает до 90 % от установленной величины на соответствующей кривой возврата, выбранной характеристики. В диапазоне возврата (95 % от величины срабатывания и 90 % от установленной величины), процессы убывания и возрастания находятся в спокойном состоянии. Если величина уставки уменьшается на 5 %, процесс возврата завершается, т.е. когда инициируется новый процесс срабатывания, счетчик времени запускается с нуля.

Эмуляция диска имеет преимущества при комбинировании градуированной координатной сетки максимальной токовой защиты с выдержкой времени с другими устройствами (выполненными на электромеханической или индукционной базе) подключенными к системе.

Кривые, определяемые пользователем

Характеристики отключения, основанные на кривых, определенных пользователем, могут быть выполнены с помощью нескольких точек. Может быть введено до 20 пар токовых величин и величин времени. На основе этих

2208

„1“

Man. Close&

2222

3I0p TimeOut

ON

OFF„1“

2201

>BLOCK 3I0p


≥1

O/C 3I0 OFF

3I0p BLOCKED

FNo 1907

FNo 1908

FNo 1859

FNo 1749

FNo 1748

FNo 1741


(См.Рис.2-

1,1I>

2221 3I0p

3I0

&

&

Rush Blk 3I0

FNo 1766

3I0p TRIPFNo 1909

≥1


FNo 75683I0 InRush PU

3I0p picked up

O/C 3I0 PU

FNo 75703I0p InRush PU

2225

&

&t

I

&

Inactive

3I0>> instant.

3I0p instant.

3I0> instant.

3I0 MAN. CLOSE

3I0 O/C

T 3I0p

IEC CURVE



величин устройство апроксимирует характеристику с помощью линейной интерполяции.

При желании, может быть определена и характеристика возврата. Описание функции см. выше “Характеристики возврата в соответствии со стандартом AN-SI”. Если определяемая пользователем характеристика возврата не требуется, то возврат производится, когда величина срабатывания снижается примерно до 95 %; когда инициируется новый процесс срабатывания, счетчик времени запускается с нуля.

2.4.1.3 Команда на включение от руки

Когда выключатель включается на поврежденный защищаемый объект, то желательно быстро выполнить повторное отключение выключателя. Способность включения вручную разработана для того, чтобы сдвинуть выдержку времени одной из ступеней МТЗ, когда выключатель вручную включатеся на повреждение. Затем с помощью импульса, выдаваемого внешним ключем управления, выдержка времени игнорируется. Этот импульс длится в течении периода в 300 мс (Рис. 2-54). Уставки по адресам 2008A MAN-UAL CLOSE (ВКЛЮЧЕНИЕ ОТ РУКИ) и/или 2208A 3I0 MAN. CLOSE (3I0 ВКЛЮЧЕНИЕ ОТ РУКИ) определяют для какой из ступеней, при включении выключателя от руки, игнорируется выдержка времени.

Рисунок 2-54 Обработка включения от руки

2.4.1.4 Динамическое срабатывание при отсутствии нагрузки

Имея функцию динамического срабатывания при холодной нагрузке можно динамически увеличивать величины срабатывания ступеней максимальной токовой защиты с выдержкой времени, когда возникают условия динамического увеличения тока при холодной нагрузке, т.е. когда потребители увеличивают потребление мощности после длительного периода стабильного потребления, это происходит, например, в системах воздушного кондиционирования, нагревательных системах, двигателях и т.д. Поскольку существует возможность динамически увеличивать величины срабатывания и соответствующие выдержки времени, то нет необходимости включать условия холодной нагрузки в обычные уставки.

Обработка условий динамического срабатывания в условиях холодной нагрузки происходит та же что и для остальных ступеней МТЗ с выдержкой времени, см. подраздел 2.6 (стр. 175). Сами по себе альтернативные величины устанавливаются для каждой из ступеней.

>Manual CloseFNo 00356 FNo 00561

Man.Clos.50 ms 0

Man. Close (встроено)

300 ms



2.4.1.5 Отстройка от броска тока намагничивания

При подключении ненагруженных трансформаторов или шунтирующих реакторов к шинам, находящимся под напряжением, может возникнуть большой ток намагничивания ((бросок). Он в несколько раз может превышать номинальный ток и, в зависимости от типа и размера трансформатора, может длиться от нескольких милисекунд до нескольких секунд.

И, хотя, определение увеличения тока основывается только на составляющих основной гармоники измеряемых токов, может произойти излишнее срабатывание вследствии броска тока, даже если сравнивается соответствующая составляющая основной гармоники.

Максимальная токовая защита с выдержкой времени имеет встроенную функцию отстройки от броска тока, которая блокирует ступени I> и Ip (не I>>) МТЗ для фазных токов и тока НП, в случае возникновения броска тока. После того, как определяется превышение величины срабатывания токами броска генерируются специальные сигналы. Эти сигналы также инициируют сообщения о повреждении и запускают соответствующую выдержку времени на отключение. Если бросок тока определяется и по истечению выдержки времени, выдается сообщение. Отключение подавляется.

Ток броска характеризуется составляющей 2-ой гармоники (двойная номинальная частота), которая практически отсутствует в случае возникновения короткого замыкания. Если составляющая второй гармоники фазного тока превышает выбранную пороговую величину, отключение для этой фазы блокируется. Тоже самое применяется и для ступеней тока нулевой последовательности.

Ступень отстройки от броска тока имеет большую предельную величину. При ее превышении, блокирование подавляется, поскольку в этом случае подразумевается возникновение повреждения с большим током. Нижняя предельная величина является рабочим пределом для фильтров гармоник (0.2 IN).

На Рис. 2-55 приведена упрощенная логическая схема.



Рисунок 2-55 Логическая схема функции отстройки от броска тока намагничивания — пример для фазных токов

Рисунок 2-56 Логическая схема функции перекрестного блокирования для фазных токов

Поскольку гармоническая отстройка работает пофазно, защита полностью находится в работе даже, когда трансформатор включается на однофазное повреждение, поскольку ток броска может присутствовать в одной из рабочих фаз. Однако, существует возможность установить защиту таким образом, что блокироваться будет не только фаза, в которой имеется ток броска, но и другие фазы соответствующих ступеней (так называемое “перекрестное блокирование”). Это перекрестное блокирование может быть ограничено выбранной выдержкой времени. На Рис. 2-56 приведена логическая схема.

Перекрестное блокирование относится только к ступеням с фазными токами. Фазные токи броска намагничивания не блокируют ступеней тока НП, ни наоборот.

&

fN

2fN

ON

OFF„1“

>BLK Ph.O/C Inr

Измерение

≥1

FNo 07571

FNo 07581 ... 07583

2002 InRushRest. Ph

2041 2.HARM. Phase

2042I Max InRr. Ph.

IL3

IL2

IL1

L1L2

L3 ИзмерениеИзмерение

Inrush det.. L3

L3 InRush det.

Inrush det.. L2Inrush det. L1

L2 InRush det. L1 InRush det.

≥1

2044

T

≥1

≥1

≥1

NO

YES

2043

„1“&

Inrush det.. L1

Inrush det.. L2

Inrush det.. L3

FNo 01843INRUSH X-BLK

Rush Blk L3

Rush Blk L2

Rush Blk L1

T CROSS BLK.Ph

CROSS BLK.Phase



2.4.1.6 Быстрая защита шин с использованием реверсивной блокировки

Пример применения

Каждая из ступеней МТЗ может быть заблокирована через бинарные входы реле. Параметр уставки определяет, бинарный вход работает в “нормально разомкнутом” (т.е. при подаче напряжения вход блокируется) или в “нормально замкнутом” (т.е. при подаче напряжения вход работает) режиме. Поэтому максимальная защита с выдержкой времени может работать как быстрая защита шин в сетях с топологией звезда или разомкнутое кольцо (кольцо разомкнуто в одном месте), с использованием принципа “реверсивной блокировки”. Это используется в системах высокого напряжения, на подстанциях промежуточного питания сети и т.п. случаях, когда шины с несколькими фидерами питаются от системы высшего напряжения через трансформатор (см. Рис. 2-57).

Рисунок 2-57 Быстрая защита шин с использованием реверсивной блокировки — принцип действия

МТЗ с выдержкой времени используется на стороне низшего напряжения. “Реверсивная блокировка” означает, что МТЗ с выдержкой времени может осуществлять отключения с небольшой выдержкой времени T–I>>, которая не зависит от градуированного времени, если она не блокируется срабатыванием одного из предыдущих реле МТЗ с выдержкой времени (Рис. 2-57). Поэтому, защита, которая находится ближе всех к месту повреждения будет выполнять

Место повреждения þ: Время отключения T I>>Место повреждения À: Время отключения t1 Резервное время T I>

I> I>>

T I> T I>>

I> I>

t1

T I> T I>>

t1

Trip Trip Trip Trip

þÀ

Питание

“>I>> block”

t1

7UT612Idiff

Trip



отключение с небольшой выдержкой времени, поскольку она не может быть заблокирована реле, находящимся за местом повреждения. Ступени с выдержкой времени I> или Ip работают в качестве резервных ступеней.


При конфигурировании списка функций (подраздел 2.1.1, под заголовком “Особые случаи”) уставками по адресам с 120 по 123 были определены стороны защищаемого объекта и типы характеристик, отдельно для фазных токовых ступеней и для ступени тока НП. Далее можно оперировать уставками только для выбранных характеристик. Ступени с независимыми выдержками времени I>>, 3I0>>, I> и 3I0> доступны всегда.

2.4.2.1 Ступени фазного тока

Общие положения По адресу 2001 PHASE O/C (ФАЗНАЯ МТЗ) максимальная токовая защита с выдержкой времени может быть ON (ВКЛЮЧЕНА) или OFF (ОТКЛЮЧЕНА).

Уставка по адресу 2008A MANUAL CLOSE (ВКЛЮЧЕНИЕ ОТ РУКИ) определяет ступень фазного тока, которая активизируется мгновенно при определении включения от руки. Уставки I>> instant. (I>> мгновен.) и I> instant. (I> мгновен.) могут быть установлены вне зависимости от типа выбранной характеристики. Уставка Ip instant. (Iр мгновен.) доступна, если была сконфигурирована одна из ступеней с инверсной выдержкой времени. Изменить этот параметр можно только в программе DIGSI® в меню “Additional Settings” (“Дополнительные уставки”).

Если максимальная токовая защита с выдержкой времени используется на питающей стороне трансформатора, то выбирается большая ступень I>>, которая не будет срабатывать в условиях броска тока или для ручного включения устанавливается уставка Inactive (Не активизирована).

Уставкой по адресу 2002 InRushRest. Ph (Торможение от броска тока для фазной МТЗ), для всех фазных токовых ступеней МТЗ (за исключением ступени I>>) разрешается или запрещается торможение от броска тока (торможение от 2-ой гармоники). Уставка ON (ВКЛЮЧЕНО) используется, если одна из ступеней максимальной токовой защиты с выдержкой времени работает на стороне питания трансформатора. В противном случае, используется уставка OFF (ОТКЛЮЧЕНО). Если по каким-либо причинам вводится очень маленькая величина срабатывания, то необходимо иметь ввиду, что функция торможения от броска тока не может работать при величине ниже 20 % от номинального тока (низший предел гармонической фильтрации).



Ступени с независимой выдержкой времени для больших токов I>>

Если I>>-ступень I>> (адрес 2011) комбинируется с I>-ступенью или Ip-ступенью, то в результате получается двухступенчатая характеристика. Если одна из ступеней не требуется, то ее величина срабатывания устанавливается в ∞. Ступень I>> всегда работает с независимой выдержкой времени или мгновенно.

Если максимальная токовая защита с выдержкой времени используется на стороне питания трансформатора, последовательного реактора, двигателя или нейтрали генератора, то эта ступень используется для градуирования тока. Уставки обеспечивают срабатывание устройства только при повреждениях внутри защищаемого объекта, а не при протекании токов внешних повреждений.


Шины питаются через силовой трансформатор, со следующими данными:

Силовой трансформаторYNd5 35 МВА 110 кВ/20 кВ usc = 15 %

Трансформаторы тока200 A/5 A со стороны 110 кВ

Максимальная токовая защита с выдержкой времени привязана к стороне 110 кВ (= питающей стороне).

Максимально возможный трехфазный ток повреждения на стороне 20 кВ, учитывая, что источник питания находится сос тороны 110 кВ:

Учитывая коэффициент запаса - 20 %, получаем первичную величину уставки:

Величина уставки I>> = 1.2 · 1224.7 A = 1470 A

При вводе уставок в первичных величинах с помощью ПК с программой DIGSI® 4 можно непосредственно установить данную величину. При вводе уставок во вторичных величинах, токи необходимо преобразовать к величинам вторичной стороны трансформатора тока.

Величина уставки во вторичных величинах:

т.е. при токах повреждения выше 1470 A (в первичных величинах) или 36.7 A (во вторичных величинах) повреждение однозначно находится в зоне трансформатора. Данное повреждение может быть отключено мгновенно максмальной токовой защитой.

При больших токах броска, если колебания их основной составляющей превышают величину уставки, действие защиты задерживается на соответствующую выдержку времени (адрес 2012 T I>>). Отстройка от броска токов намагничивания не применяется для ступени I>>.

При использовании реверсивной блокировки (подраздел 2.4.1.6, см. Рис. 2-57) многоступенчатая функция МТЗ с выдержкой времени имеет преимущество: ступень T I>> используется, например, как ускоренная защита шин с короткой выдержкой времени I>> (например, 50 мс). При повреждениях на отходящих линиях ступень I>> блокируется. Ступени Ip или I> служат в качестве

I3polemax1

usc transf------------------ INtransf

1usc transf------------------

SNtransf

3 UN⋅------------------- 1

0.15----------- 35 MVA3 110 kV⋅

------------------------------ 1224.7 A=⋅=⋅=⋅=

Setting value I>> 1470 A200 A------------------- 5 A⋅ 36.7 A= =



резервной защиты. Величины срабатывания обеих ступеней (I> или Ip и I>>) устанавливаются одинаковыми. Выдержка времени T I> или T Ip (IEC характеристика) или D Ip (ANSI характеристика) устанавливается таким образом, чтобы она превышала выдержку времени защиты, установленной на отходящих линиях.

Если терминал используется в качестве защиты двигателей, то необходимо убедиться, что уставка I>> меньше наименьшего (двухполюсного) тока повреждения, но больше наибольшего пускового тока. Поскольку максимальный рабочий пусковой ток обычно ниже 1.6 x на номинальный пусковой ток (даже при неблагоприятных условиях), то для ступени I>> можно ввести следующую величину уставки:

1.6 · Istartup > I>> < Isc2-pole

Увеличение пускового тока может произойти благодаря увеличению напряжения, которое уже было учтено коэффициентом 1.6. Ступень I>> может работать мгновенно (T I>> = 0.00 s), поскольку, в отличие от трансформаторов, насыщения шунтирующих реакторов для двигателей нет.

Выдержка времени T I>> является дополнительной выдержкой времени и не включает в себя времени работы (времени измерения, времени возврата). Выдержка времени может быть установлена в ∞. Если установлена бесконечность, то срабатывание данной функции будет выдаваться на сигнал, но команды на отключение не будет. Если порог срабатывания установлен в ∞, то не будет генерироваться ни сигнала о срабатывании, ни команды на отключение.

Максимальные токовые ступенис выдержкойвремени I>

В качестве уставки максимальной токовой ступени с выдержкой времени I> (адрес 2013) подходит максимальный рабочий ток. Необходимо исключить срабатывание при перегрузке, поскольку в этом режиме устройство работает как защита от повреждений с достаточно малым временем отключения, а не как защита от перегрузки. Для защиты линий или шин устанавливаемая скорость приблизительно на 20 % выше максимальной ожидаемой нагрузки, для трансформаторов и двигателей приблизительно на 40 %.

Вводимая выдержка времени (адрес 2014 T I>) получается на основе градуированных кривых выдержек времени энергосети.

Выдержка времени является дополнительной выдержкой времени и не включает в себя времени работы (времени измерения, времени возврата). Выдержка времени может быть установлена в ∞. Если установлена бесконечность, то срабатывание данной функции будет выдаваться на сигнал, но команды на отключение не будет. Если порог срабатывания установлен в ∞, то не будет генерироваться ни сигнала о срабатывании, ни команды на отключение.

Максимальные токовые ступени с инверсной выдержкой времени Ip с IEC кривыми

Ступени с инверсными выдержками времени, в зависимости от конфигурации (подраздел 2.1.1, адрес 121), позволяют пользователю выбирать различные характеристики. При использовании характеристик по стандарту IEC (адрес 121 DMT/IDMT PH. CH = TOC IEC (МТЗ НВВ/МТЗ ИВВ фазная характеристика = МТЗ IEC)) по адресу 2026 IEC CURVE (IEC КРИВЫЕ) вводятся следующие уставки:

Normal Inverse (Нормально инверсная) (тип A в соответствии с IEC 60255–3),



Very Inverse (Сильно инверсная) (тип B в соответствии с IEC 60255–3), Extremely Inv. (Предельно инверсная) (тип C в соответствии с

IEC 60255–3), и Long Inverse (Длительно инверсная) (тип B в соответствии с IEC 60255–

3).

Характеристики и уравнения, на которых они основываются, приводятся в Технических данных (раздел 4.4, Рис. 4-7).

Если выбрана характеристика инверсной выдержки времени, то необходимо помнить, что коэффициент запаса, равный приблизительно 1.1 уже учтен величинами срабатывания и величиной уставки. Это означает, что срабатывание будет происходить только в том случае, если ток в 1.1 раза превысит величину уставки. Сброс функции будет происходить как только величина упадет ниже 95 % от величины срабатывания.

Величина тока вводится по адресу 2021 Ip. Для значения уставки важную роль играет максимальный рабочий ток. Необходимо исключить срабатывание при перегрузке, поскольку в этом режиме устройство работает как защита от повреждений с достаточно малым временем отключения, а не как защита от перегрузки.

Соответствующая выдержка времени вводится по адресу 2022 T Ip. Выдержка времени должна быть согласована с градуировочной сеткой энергосистемы.

Выдержка времени может быть установлена в ∞. Если установлена бесконечность, то срабатывание данной функции будет выдаваться на сигнал, но команды на отключение не будет. Если Ip-ступень не требуется, то по адресу вводится 121 DMT/IDMT PH. CH = Definite Time (МТЗ НВВ/МТЗ ИВВ фазная характеристика = независимая выдержка времени) при конфигурировании списка функций (подраздел 2.1.1).

Максимальные токовые ступени с инверсной выдержкой времени Ip с ANSI кривыми

Ступени с инверсными выдержками времени, в зависимости от конфигурации (подраздел 2.1.1, адрес 121), позволяют пользователю выбирать различные характеристики. При использовании характеристик по стандарту ANSI (адрес 121 DMT/IDMT PH. CH = TOC ANSI (МТЗ НВВ/МТЗ ИВВ фазная характеристика = МТЗ ANSI)) по адресу 2026 ANSI CURVE (ANSI КРИВЫЕ) вводятся следующие уставки:

Definite Inv. (Определенно инверсная), Extremely Inv. (Предельно инверсная), Inverse (Инверсная), Long Inverse (Длительно инверсная), Moderately Inv. (Средне инверсная), Short Inverse (Кратковременно инверсная), и Very Inverse (Сильно инверсная).

Характеристики и уравнения, на которых они основываются, приводятся в Технических данных (раздел 4.4, Рис. 4-8 и 4-9).

Если выбрана характеристика инверной выдержки времени, то необходимо помнить, что коэффициент запаса, равный приблизительно 1.1 уже учтен величинами срабатывания и величиной уставки. Это означает, что срабатывание будет происходить только в том случае, если ток в 1.1 раза превысит величину уставки.



Величина тока вводится по адресу 2021 Ip. Для значения уставки важную роль играет максимальный рабочий ток. Необходимо исключить срабатывание при перегрузке, поскольку в этом режиме устройство работает как защита от повреждений с достаточно малым временем отключения, а не как защита от перегрузки.

Соответствующая выдержка времени вводится по адресу 2023 D Ip. Выдержка времени должна быть согласована с градуировочной сеткой энергосистемы.

Выдержка времени может быть установлена в ∞. Если установлена бесконечность, то срабатывание данной функции будет выдаваться на сигнал, но команды на отключение не будет. Если Ip-ступень не требуется, то по адресу вводится 121 DMT/IDMT PH. CH = Definite Time (МТЗ НВВ/МТЗ ИВВ фазная характеристика = независимая выдержка времени) при конфигурировании списка функций (подраздел 2.1.1).

Если Disk Emulation (Эмуляция диска) введена по адресу 2024 TOC DROP-OUT (МТЗ ВОЗВРАТ), то возврат происходит в соответствии с характеристикой возврата. Для получения более полной информации см. подраздел 2.4.1.2, под заголовком “Характеристики возврата в соответствии со стандартом ANSI” (стр. 136).

Динамическое срабатывание при отсутствии нагрузки

Для каждой из ступеней может быть установлена альтернативная величина срабатывания. Она автоматически выбирается во время работы. Для получения более подробной информации по данной функции см. подраздел 2.6 (стр. 175).

Для ступеней устанавливаются следующие альтернативные уставки:

− для максимальной токовой защиты с независимой выдержкой времени (фазной): адрес 2111 величина срабатывания I>>, адрес 2112 выдержка времени T I>>, адрес 2113 величина срабатывания I>, адрес 2114 выдержка времени T I>;

− для максимальной токовой защиты с инверсной выдержкой времени (фазной) в соответствии с кривыми стандарта IEC: адрес 2121 величина срабатывания Ip, адрес 2122 выдержка времени T Ip;

− для максимальной токовой защиты с инверсной выдержкой времени (фазной) в соответствии с кривыми стандарта ANSI: адрес 2121 величина срабатывания Ip, адрес 2123 выдержка времени D Ip.


Для МТЗ с инверсной выдержкой времени пользователь может определить свои собственные характеристики отключения и возврата. При конфигурировании в программе DIGSI® 4 появится соответствующее диалоговое окно. Введите до 20 пар токовых величин и величин времени отключения (Рис. 2-58).

В программе DIGSI® 4 характеристика может быть представлена в виде графика, см. правую часть Рис. 2-58.



Рисунок 2-58 Ввод характеристики отключения, определенной пользователем, в программе DIGSI® 4 — пример

Для создания характеристики отключения, определяемой пользователем, при конфигурировании списка функций (подраздел 2.1.1), необходимо сделать следующее: по адресу 121 DMT/IDMT PH. CH (МТЗ НВВ/МТЗ ИВВ фазная характеристика), ввести уставку User Defined PU (Характеристика отключения, опрелеяемая пользователем). Если характеристика возврата тоже будет определяться пользователем, то вводится уставка User def. Reset (Характеристика возврата, опрелеяемая пользователем).

В качестве величин уставок вводятся пары величин токов и времени.

Поскольку токовые величины до обработки в терминале сводятся в таблицу (см. таблицу 2-3), то рекомендуется использовать токовые величины, приведенные в этой таблице.

.

Уставкой по умолчанию является ∞. Поэтому они не доступны. От этой защитной функции не осуществляются ни срабатывание, ни отключение.

Таблица 2-3 Величины стандартных токов для определяемых пользователем характериистик отключения

I/Ip = 1 - 1.94 I/Ip = 2 - 4.75 I/Ip = 5 - 7.75 I/Ip = 8 - 20

1.00 1.50 2.00 3.50 5.00 6.50 8.00 15.00

1.06 1.56 2.25 3.75 5.25 6.75 9.00 16.00

1.13 1.63 2.50 4.00 5.50 7.00 10.00 17.00

1.19 1.69 2.75 4.25 5.75 7.25 11.00 18.00

1.25 1.75 3.00 4.50 6.00 7.50 12.00 19.00

1.31 1.81 3.25 4.75 6.25 7.75 13.00 20.00

1.38 1.88 14.00

1.44 1.94



Пожалуйста, изучите следующие положения для создания спецификации характеристики отключения:

− Величины должны быть обозначены в непрерывном порядке. Можно ввести менее 20 пар величин. В большинстве случаев, для четкого введения характеристики достаточно 10 пар величин. Оставшиеся пары величин, которые не будут использоваться, конфигурируются уставкой “∞” для пороговой величины! Пожалуйста убедитесь, что на основе введенных пар величин была сформирована понятная и устойчивая характеристика.

− Токовые величины выбираются из таблицы 2-3, и к ним добавляются соответствующие величины времени. Величины отклонения I/Ip округляются. Это, однако, не будет обозначено.

− Токи, меньшие чем токовая величина наименьшей точки в характристике, не будут приводить к увеличению времени отключения. Характеристика срабатывания (см. Рис. 2-59, справа) идет параллельно токовым осям, до наименьшей точки в характеристике.

Рисунок 2-59 Характеристика, определяемая пользователем — пример

− Токи, большие чем токовая величина наибольшей точки характеристики, не приводят к уменьшению времени отключения. Характеристика срабатывания (см. Рис. 2-59, справа) идет параллельно токовым осям, до наибольшей точки в характеристике.

Пожалуйста, изучите следующие положения для создания спецификации характеристики возврата:

− Токовые величины выбираются из таблицы 2-4, и к ним добавляются соответствующие величины времени. Величины отклонения I/Ip округляются. Это, однако, не будет обозначено.

− Токи, большие чем токовая величина наибольшей точки характеристики, не приводят к увеличению времени возврата. Характеристика возврата (см. Рис. 2-59, слева) идет параллельно токовым осям, до наибольшей точки в характеристике.

− Токи, меньшие чем токовая величина наименьшей точки в характристике, не будут приводить к уменьшению времени возврата. Характеристика возврата

0.9 1.0 .1 20

T/Tp

Откл.Сброс

I/Ip

Точка наиб. токаТочка наим. тока

Точка наим. тока Точка наиб. тока



(см. Рис. 2-59, слева) идет параллельно токовым осям, до наименьшей точки в характеристике.

− Токи, меньшие чем величина уставки по току умноженная на 0.05, приводят к мгновенному возврату.

.

Отстройка от броска тока

По адресу 2002 InRushRest. Ph (Отстройка от броска тока фазная) (стр. 143, под заголовком “Общие положения”) отстройка от броска тока может быть включена (ON) или отключена (OFF). Эта отстройка от броска тока требуется при использовании терминала в качестве защиты трансформатора или, если максимальная токовая защита с выдержкой времени используется на питающей стороне. Параметры функции отстройки от броска тока намагничивания вводятся в меню “Inrush” (“Бросок”).

Функция основывается на оценке наличия 2 гармоники при броске тока намагничивания. В качестве уставки по умолчанию коэффициент отношения составляющих 2 гармоники к составляющим основной гармоники 2.HARM. Phase (2 ГАРМОНИКА фазная) (адрес 2041) вводится равный I2fN/IfN = 15 %. Эта уставка может быть использована без изменения. Для обеспечения большей отстройки в исключительных случаях, в условиях когда ввод под напряжение особенно неблагоприятен, в качестве, вышеупомянутой уставки, может быть введено меньшее значение.

Если ток превышает величину установленную по адресу 2042 I Max InRr. Ph. (I максимальный при отстройке от броска фазная), никакой отстройки от броска тока проводиться не будет.

Отстройка от броска тока намагничивания может быть расширена с помощью, так называемой функции “перекрестного блокирования”. Это означает, что если гармоническая составляющая превышена только в одной фазе, все три фазы I>- или Ip-ступеней блокируются. По адресу 2043 CROSS BLK.Phase (ПЕРЕКРЕСТНОЕ БЛОКИРОВАНИЕ фазное) функция перекрестного блокирования может быть ON (ВКЛЮЧЕНА) или OFF (ОТКЛЮЧЕНА).

Выдержка времени в течении которой, после определения броска тока намагничивания, активизируется функция перекрестного блокирования, вводится по адресу 2044 T CROSS BLK.Ph (Т ПЕРЕКРЕСТНОГО БЛОКИРОВАНИЯ фазного).

Таблица 2-4 Величины стандартных токов для определяемых пользователем характериистик возврата

I/Ip = 1 - 0.86 I/Ip = 0.84 - 0.67 I/Ip = 0.66 - 0.38 I/Ip = 0.34 - 0.00

1.00 0.93 0.84 0.75 0.66 0.53 0.34 0.16

0.99 0.92 0.83 0.73 0.64 0.50 0.31 0.13

0.98 0.91 0.81 0.72 0.63 0.47 0.28 0.09

0.97 0.90 0.80 0.70 0.61 0.44 0.25 0.06

0.96 0.89 0.78 0.69 0.59 0.41 0.22 0.03

0.95 0.88 0.77 0.67 0.56 0.38 0.19 0.00

0.94 0.86



2.4.2.2 Ступени тока нулевой последовательности

Общие положения По адресу 2201 3I0 O/C (3I0 МТЗ) максимальная токовая защита с выдержкой времени может быть ON (ВКЛЮЧЕНА) или OFF (ОТКЛЮЧЕНА).

Уставка по адресу 2208A 3I0 MAN. CLOSE (ВКЛЮЧЕНИЕ ОТ РУКИ) определяет ступень фазного тока, которая активизируется мгновенно при определении включения от руки. Уставки 3I0>> instant. (3I0>> мгновен.) и 3I0> instant. (3I0> мгновен.) могут быть установлены вне зависимости от типа выбранной характеристики. Уставка 3I0p instant. (3I0р мгновен.) доступна, если была сконфигурирована одна из ступеней с инверсной выдержкой времени. Изменить этот параметр можно только в программе DIGSI® 4 в меню “Additional Settings” (“Дополнительные уставки”). Для этой уставки верны те же положения, что и для ступенй фазных токов.

Уставкой по адресу 2202 InRushRest. 3I0 (Торможение от броска тока для 3I0 МТЗ) разрешается или запрещается торможение от броска тока (торможение от 2-ой гармоники). Уставка ON (ВКЛЮЧЕНО) используется, если одна из ступеней максимальной токовой защиты с выдержкой времени работает на стороне питания трансформатора, нейтраль которого заземлена. В противном случае используется уставка OFF (ОТКЛЮЧЕНО).

Ступень с независимой выдержкой времени для больших токов 3I0>>

Если I0>>-ступень 3I0>> (адрес 2211) комбинируется с I>-ступенью или Ip-ступенью, то в результате получается двухступенчатая характеристика. Если одна из ступеней не требуется, то ее величина срабатывания устанавливается в ∞. Ступень 3I0>> всегда работает с независимой выдержкой времени.

Если защищаемая обмотка не заземлена, то ток НП может возникнуть только в результате внутреннего замыкания на землю или двойного замыкания на землю, когда одна из точек замыкания находится на защищаемой обмотке. В этом случае, I0>>-ступень обычно не требуется.

Ступень I0>> может быть использована, например, для градуирования тока. Пожалуйста имейте ввиду, что требуется система токов нулевой последовательности. Для трансформаторов с отдельными обмотками, системы нулевой последовательности обычно разделяются (исключение: двусторонее заземление).

Токи броска могут возникать в системе нулевой последовательности, если нейтраль обмотки заземлена. Если основная составляющая превысит величину уставки, действие защиты задерживается на соответствующую выдержку времени (адрес 2212 T 3I0>>).

Реверсивная блокировка (подраздел 2.4.1.6, см. Рис. 2-57) имеет смысл, только если обмотка заземлена. При этом, многоступенчатая функция МТЗ с выдержкой времени имеет преимущество: ступень T 3I0>> используется, например, как ускоренная защита шин с короткой выдержкой времени 3I0>> (например, 50 мс). При повреждениях на отходящих линиях ступень 3I0>> блокируется. Ступени 3I0p или 3I0> служат в качестве резервной защиты. Величины срабатывания обеих ступеней (3I0> или 3I0p и 3I0>>) устанавливаются одинаковыми. Выдержка времени T 3I0> или T 3I0p (IEC характеристика) или D 3I0p (ANSI характеристика) устанавливается таким



образом, чтобы она превышала выдержку времени защиты, установленной на отходящих линиях. Здесь, диаграмма координации градуирования для замыканий на землю, которая главным образом позволяет укорачивать выдержки времени, имеет особое значение.

Выдержка времени T 3I0>> является дополнительной выдержкой времени и не включает в себя времени работы (времени измерения, времени возврата). Выдержка времени может быть установлена в ∞. Если установлена бесконечность, то срабатывание данной функции будет выдаваться на сигнал, но команды на отключение не будет. Если порог срабатывания установлен в ∞, то не будет генерироваться ни сигнала о срабатывании, ни команды на отключение.

Максимальная токовая ступеньс независимой выдержкойвремени 3I0>

В качестве уставки максимальной токовой ступени с выдержкой времени 3I0> (адрес 2213) подходит минимальный ток замыкания на землю.

Вводимая выдержка времени (адрес 2214 T 3I0>) получается на основе градуированных кривых выдержек времени энергосети. Для токов замыкания на землю в сети с заземленными нейтралями, можно установить отдельную градуировочную сетку с меньшими выдержками времени. Если была введена очень маленькая величина срабатывания, то необходимо учесть, что функция отстройки от броска тока не может работать с величинами ниже 20 % от номинального тока (низший предел гармонической фильтрации). Если используется отстройка от броска тока намагничивания, то необходимо ввести соответствующую выдержку времени.


Максимальная токовая ступень с инверсной выдержкой времени 3I0p с IEC характеристикой

Ступени с инверсными выдержками времени, в зависимости от конфигурации (подраздел 2.1.1, адрес 123), позволяют пользователю выбирать различные характеристики. При использовании характеристик по стандарту IEC (адрес 123 DMT/IDMT 3I0 CH = TOC IEC (МТЗ НВВ/МТЗ ИВВ 3I0 характеристика = МТЗ IEC)) по адресу 2225 IEC CURVE (IEC КРИВЫЕ) вводятся следующие уставки:

Normal Inverse (Нормально инверсная) (тип A в соответствии с IEC 60255–3), Very Inverse (Сильно инверсная) (тип B в соответствии с IEC 60255–3), Extremely Inv. (Предельно инверсная) (тип C в соответствии с


3)).


Если выбрана характеристика инверсной выдержки времени, то необходимо помнить, что коэффициент запаса, равный приблизительно 1.1 уже учтен величинами срабатывания и величиной уставки. Это означает, что срабатывание будет происходить только в том случае, если ток в 1.1 раза



превысит величину уставки. Возврат функции будет происходить, как только величина уменьшится до 95 % от величины уставки.

Величина тока вводится по адресу 2221 3I0p. Для значения уставки важную роль играет минимальный ток замыкания на землю.

Соответствующая выдержка времени вводится по адресу 2222 T 3I0p. Выдержка времени должна быть согласована с градуировочной сеткой энергосистемы. Для токов замыкания на землю в сети с заземленными нейтралями, можно установить отдельную градуировочную сетку с меньшими выдержками времени. Если была введена очень маленькая величина срабатывания, то необходимо учесть, что функция отстройки от броска тока не может работать с величинами ниже 20 % от номинального тока (низший предел гармонической фильтрации). Необходимо ввести соответствующую выдержку времени.

Выдержка времени может быть установлена в ∞. Если установлена бесконечность, то срабатывание данной функции будет выдаваться на сигнал, но команды на отключение не будет. Если Ip-ступень не требуется, то по адресу вводится 123 DMT/IDMT 3I0 CH = Definite Time (МТЗ НВВ/МТЗ ИВВ 3I0 характеристика = независимая выдержка времени) при конфигурировании списка функций (подраздел 2.1.1).

Максимальная токовая ступень с инверсной выдержкой времени 3I0p с ANSI характеристикой

Ступени с инверсными выдержками времени, в зависимости от конфигурации (подраздел 2.1.1, адрес 123), позволяют пользователю выбирать различные характеристики. При использовании характеристик по стандарту ANSI (адрес 123 DMT/IDMT 3I0 CH = TOC ANSI (МТЗ НВВ/МТЗ ИВВ 3I0 характеристика = МТЗ ANSI)) по адресу 2226 ANSI CURVE (ANSI КРИВЫЕ) вводятся следующие уставки:



Если выбрана характеристика инверсной выдержки времени, то необходимо помнить, что коэффициент запаса, равный приблизительно 1.1 уже учтен величинами срабатывания и величиной уставки. Это означает, что срабатывание будет происходить только в том случае, если ток в 1.1 раза превысит величину уставки.

Величина тока вводится по адресу 2221 3I0p. Для значения уставки важную роль играет минимальный ток замыкания на землю.

Соответствующая выдержка времени вводится по адресу 2223 D 3I0p. Выдержка времени должна быть согласована с градуировочной сеткой энергосистемы. Для токов замыкания на землю в сети с заземленными нейтралями, можно установить отдельную градуировочную сетку с меньшими выдержками времени. Если была введена очень маленькая величина срабатывания, то необходимо учесть, что функция отстройки от броска тока не может работать с величинами ниже 20 % от номинального тока (низший предел



гармонической фильтрации). Необходимо ввести соответствующую выдержку времени.

Выдержка времени может быть установлена в ∞. Если установлена бесконечность, то срабатывание данной функции будет выдаваться на сигнал, но команды на отключение не будет. Если 3I0p-ступень не требуется, то по адресу вводится 123 DMT/IDMT 3I0 CH = Definite Time (МТЗ НВВ/МТЗ ИВВ 3I0 характеристика = независимая выдержка времени) при конфигурировании списка функций (подраздел 2.1.1).





− для максимальной токовой защиты с независимой выдержкой времени 3I0: адрес 2311 величина срабатывания 3I0>>, адрес 2312 выдержка времени T 3I0>>, адрес 2313 величина срабатывания 3I0>, адрес 2314 выдержка времени T 3I0>;

− для максимальной токовой защиты 3I0 с инверсной выдержкой времени в соответствии с кривыми стандарта IEC: адрес 2321 величина срабатывания 3I0p, адрес 2322 выдержка времени T 3I0p;

− для максимальной токовой защиты 3I0 с инверсной выдержкой времени в соответствии с кривыми стандарта ANSI: адрес 2321 величина срабатывания 3I0p, адрес 2323 выдержка времени D 3I0p.


Для МТЗ с инверсной выдержкой времени пользователь может определить свои собственные характеристики отключения и возврата. При конфигурировании в программе DIGSI® 4 появится соответствующее диалоговое окно. Введите до 20 пар токовых величин и величин времени отключения (Рис. 2-58, стр. 148).

Процедура введения кривых та же, что и для ступеней фазных токов. См. подраздел 2.4.2.1, под заголовком “Кривые, определяемые пользователем”, стр. 147.

Для создания характеристики отключения, определяемой пользователем, при конфигурировании списка функций (подраздел 2.1.1), необходимо сделать следующее: по адресу 123 DMT/IDMT 3I0 CH (МТЗ НВВ/МТЗ ИВВ 3I0 характеристика), ввести уставку User Defined PU (Характеристика отключения, опрелеяемая пользователем). Если характеристика возврата тоже будет определяться пользователем, то вводится уставка User def. Reset (Характеристика возврата, опрелеяемая пользователем).



Отстройка от броска тока намагничивания

По адресу 2202 InRushRest. 3I0 (Отстройка от броска тока 3I0) (стр. 151, под заголовком “Общие положения”) отстройка от броска тока может быть включена (ON) или отключена (OFF). Эта отстройка от броска тока требуется при использовании терминала в качестве защиты трансформатора или, если максимальная токовая защита с выдержкой времени используется на питающей стороне. Параметры функции отстройки от броска тока намагничивания вводятся в меню “Inrush” (“Бросок”).

Функция основывается на оценке наличия 2 гармоники при броске тока намагничивания. В качестве уставки по умолчанию коэффициент отношения составляющих 2 гармоники к составляющим основной гармоники 2.HARM. 3I0 (2 ГАРМОНИКА 3I0) (адрес 2241) вводится равный I2fN/IfN = 15 %. Эта уставка может быть использована без изменения. Для обеспечения большей отстройки в исключительных случаях, в условиях когда ввод под напряжение особенно неблагоприятен, в качестве, вышеупомянутой уставки, может быть введено меньшее значение.

Если ток превышает величину установленную по адресу 2242 I Max InRr. 3I0 (I максимальный при отстройке от броска 3I0), никакой отстройки от броска тока проводиться не будет.


Диапазоны уставок и уставки по умолчанию относятся к номинальному току IN = 1 A. Для номинального тока IN = 5 A токовые величины необходимо умножить на 5. Для уставок вводимых в первичных величинах, также необходимо учитывать коэффициенты трансформации трансформаторов тока.

Примечание: Уставки, адреса которых содержат букву “A” могут быть изменены только при использовании программы DIGSI® 4, в меню “Additional Settings” (“Дополнительные уставки”).

Фазные токи


Пояснения

2001 PHASE O/C ON (ВКЛ)OFF (ОТКЛ)

OFF Фазная максимальная токовая защита с выдержкой времени

2002 InRushRest. Ph ON (ВКЛ)OFF (ОТКЛ)

OFF Отстройка от броска тока намагничивания для фазной МТЗ

2008A MANUAL CLOSE I>> instantaneously (I>> мгновенно)I> instantaneously (I> мгн.)Ip instantaneously (Ip мгн.)Inactive (Не актив.)

I>> instantane-ously

Режим включение от руки для фазной МТЗ

2011 I>> 0.10..35.00 A; ∞ 2.00 A I>> срабатывание

2012 T I>> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec T I>> выдержка времени



2013 I> 0.10..35.00 A; ∞ 1.00 A I> срабатывание

2014 T I> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.50 sec T I> выдержка времени

2111 I>> 0.10..35.00 A; ∞ 10.00 A I>> срабатывание

2112 T I>> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec T I>> выдержка времени

2113 I> 0.10..35.00 A; ∞ 2.00 A I> срабатывание

2114 T I> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.30 sec T I> выдержка времени

2021 Ip 0.10..4.00 A 1.00 A Ip срабатывание

2022 T Ip 0.05..3.20 sec; ∞ 0.50 sec T Ip выдержка времени

2023 D Ip 0.50..15.00; ∞ 5.00 D Ip выдержка времени

2024 TOC DROP-OUT Instantaneous (Мгновенно)Disk Emulation (Эмуляция диска)

Disk Emulation Характеристика возврата МТЗ

2025 IEC CURVE Normal Inverse (Нормально инверсная)Very Inverse (Сильно инверсная)Extremely Inverse (Предельно инверсная)Long Inverse (Длительно инверсная)

Normal Inverse Кривые по стандарту IEC

2026 ANSI CURVE Very Inverse (Сильно инверсная)Inverse (Инверсная)Short Inverse (Коротко инверсная)Long Inverse (Длительно инверсная)Moderately Inverse (Средне инверсная)Extremely Inverse (Предельно инверсная)Definite Inverse (Определенно инверсная)

Very Inverse Кривые по стандарту ANSI

2121 Ip 0.10..4.00 A 1.50 A Ip срабатывание

2122 T Ip 0.05..3.20 sec; ∞ 0.50 sec T Ip выдержка времени

2123 D Ip 0.50..15.00; ∞ 5.00 D Ip выдержка времени

2031 I/Ip PU T/Tp 1.00..20.00 I / Ip; ∞0.01..999.00 Time Dial

Кривая срабатывания I/Ip - TI/TIp

2032 MofPU Res T/Tp 0.05..0.95 I / Ip; ∞0.01..999.00 Time Dial

Срабатывание <-> TI/TIp

2041 2.HARM. Phase 10..45 % 15 % 2ая гармоника МТЗ фазной в % от основной гармоники

2042 I Max InRr. Ph. 0.30..25.00 A 7.50 A Макс. ток для отстройки от броска тока для МТЗ фазной


Пояснения



Ток нулевой последова-тельности

2043 CROSS BLK.Phase NO (НЕТ)YES (ДА)

NO ПЕРЕКРЕСТНОЕ БЛОКИРОВАНИЕ МТЗ фазной

2044 T CROSS BLK.Ph 0.00..180.00 sec 0.00 sec Выдержка времени для ПЕРЕКРЕСТНОГО БЛОКИРОВАНИЯ МТЗ фазной


Пояснения


Пояснения

2201 3I0 O/C ON (ВКЛ)OFF (ОТКЛ)

OFF 3I0 максимальная токовая защита с выдержкой времени

2202 InRushRest. 3I0 ON (ВКЛ)OFF (ОТКЛ)

OFF Отстройка от броска тока для МТЗ 3I0

2208A 3I0 MAN. CLOSE I>> instantaneously (I>> мгновенно)I> instantaneously (I> мгн.)Ip instantaneously (Ip мгн.)Inactive (Не актив.)

3I0>> instantane-ously

МТЗ 3I0 режим включения от руки

2211 3I0>> 0.05..35.00 A; ∞ 0.50 A 3I0>> срабатывание

2212 T 3I0>> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.10 sec T 3I0>> выдержка времени

2213 3I0> 0.05..35.00 A; ∞ 0.20 A 3I0> срабатывание

2214 T 3I0> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.50 sec T 3I0> выдержка времени

2311 3I0>> 0.05..35.00 A; ∞ 7.00 A 3I0>> срабатывание

2312 T 3I0>> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec T 3I0>> выдержка времени

2313 3I0> 0.05..35.00 A; ∞ 1.50 A 3I0> срабатывание

2314 T 3I0> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.30 sec T 3I0> выдержка времени

2221 3I0p 0.05..4.00 A 0.20 A 3I0p срабатывание

2222 T 3I0p 0.05..3.20 sec; ∞ 0.20 sec T 3I0p выдержка времени

2223 D 3I0p 0.50..15.00; ∞ 5.00 D 3I0p выдержка времени








Общие

Фазные токи



2321 3I0p 0.05..4.00 A 1.00 A 3I0p срабатывание

2322 T 3I0p 0.05..3.20 sec; ∞ 0.50 sec T 3I0p выдержка времени

2323 D 3I0p 0.50..15.00; ∞ 5.00 D 3I0p выдержка времени

2231 I/I0p PU T/TI0p 1.00..20.00 I / Ip; ∞0.01..999.00 Time Dial

Кривая срабатывания 3I0/3I0p - T3I0/T3I0p

2232 MofPU ResT/TI0p 0.05..0.95 I / Ip; ∞0.01..999.00 Time Dial

Срабатывание <-> T3I0/T3I0p

2241 2.HARM. 3I0 10..45 % 15 % 2ая гармоника для МТЗ 3I0 в % от основной гармоники

2242 I Max InRr. 3I0 0.30..25.00 A 7.50 A Макс. ток для отстройки от броска тока для МТЗ 3I0


Пояснения


01761 Overcurrent PU Срабатывание МТЗ с выдержкой времени

01791 OvercurrentTRIP ОТКЛЮЧЕНИЕ от МТЗ с выдержкой времени


01704 >BLK Phase O/C >БЛОКИРОВАНИЕ фазной МТЗ с выдержкой времени

07571 >BLK Ph.O/C Inr >БЛОКИРОВАНИЕ отстройки от броска тока фазной МТЗ с выдержкой времени

01751 O/C Phase OFF Фазная МТЗ с выдержкой времени ОТКЛЮЧЕНА



01752 O/C Phase BLK Фазная МТЗ с выдержкой времени ЗАБЛОКИРОВАНА

01753 O/C Phase ACT Фазная МТЗ с выдержкой времени в РАБОТЕ

07581 L1 InRush det. Бросок тока определен в фазе L1



01843 INRUSH X-BLK Перекр. блок.: ФазаX блокируется фазойY

01762 O/C Ph L1 PU Фазная МТЗ с выдержкой времени L1 срабатывание



07565 L1 InRush PU Фаза L1 сработала отстройка от броска тока



01721 >BLOCK I>> >БЛОКИРОВАНИЕ I>>

01852 I>> BLOCKED I>> ЗАБЛОКИРОВАНА

01800 I>> picked up I>> срабатывание

01804 I>> Time Out I>> выдержка времени истекла

01805 I>> TRIP I>> ОТКЛЮЧЕНИЕ

01722 >BLOCK I> >БЛОКИРОВАНИЕ I>

01851 I> BLOCKED I> ЗАБЛОКИРОВАНА

01810 I> picked up I> срабатывание

07551 I> InRush PU I> срабатывание отстройки от броска тока

01814 I> Time Out I> выдержка времени истекла

01815 I> TRIP I> ОТКЛЮЧЕНИЕ

01723 >BLOCK Ip >БЛОКИРОВАНИЕ Ip

01855 Ip BLOCKED Ip ЗАБЛОКИРОВАНА

01820 Ip picked up Ip срабатывание

07553 Ip InRush PU Ip срабатывание отстройки от броска тока

01824 Ip Time Out Ip выдержка времени истекла

01825 Ip TRIP Ip ОТКЛЮЧЕНИЕ

01860 O/C Ph. Not av. Фазная МТЗ не используется для защиты данного объекта




Ток нулевой последова-тельности


01741 >BLK 3I0 O/C >БЛОКИРОВАНИЕ МТЗ 3I0 с выдержкой времени

07572 >BLK 3I0O/C Inr >БЛОКИРОВАНИЕ отстройки от броска тока МТЗ 3I0 с выдержкой времени

01748 O/C 3I0 OFF МТЗ 3I0 с выдержкой времени ОТКЛЮЧЕНА

01749 O/C 3I0 BLK МТЗ 3I0 с выдержкой времени ЗАБЛОКИРОВАНА

01750 O/C 3I0 ACTIVE МТЗ 3I0 с выдержкой времени в РАБОТЕ

01766 O/C 3I0 PU МТЗ 3I0 с выдержкой времени срабатывание

07568 3I0 InRush PU Отстройка от броска тока МТЗ 3I0 с выдержкой времени срабатывание

01742 >BLOCK 3I0>> >БЛОКИРОВАНИЕ 3I0>> МТЗ

01858 3I0>> BLOCKED 3I0>> ЗАБЛОКИРОВАНА

01901 3I0>> picked up 3I0>> срабатывание

01902 3I0>> Time Out 3I0>> выдержка времени истекла

01903 3I0>> TRIP 3I0>> ОТКЛЮЧЕНИЕ

01743 >BLOCK 3I0> >БЛОКИРОВАНИЕ 3I0> МТЗ

01857 3I0> BLOCKED 3I0> ЗАБЛОКИРОВАНА

01904 3I0> picked up 3I0> срабатывание

07569 3I0> InRush PU 3I0> отстройка от броска тока срабатывание

01905 3I0> Time Out 3I0> выдержка времени истекла

01906 3I0> TRIP 3I0> ОТКЛЮЧЕНИЕ

01744 >BLOCK 3I0p >БЛОКИРОВАНИЕ 3I0p МТЗ

01859 3I0p BLOCKED 3I0p ЗАБЛОКИРОВАНА

01907 3I0p picked up 3I0p срабатывание

07570 3I0p InRush PU 3I0p отстройка от броска тока срабатывание

01908 3I0p TimeOut 3I0p выдержка времени истекла

01909 3I0p TRIP 3I0p ОТКЛЮЧЕНИЕ

01861 O/C 3I0 Not av. МТЗ 3I0 не используется для защиты данного объекта

2.5 Максимальная токовая защита с выдержкой времени для тока замыкания на землю



Максимальная токовая защита с выдержкой времени для токов замыкания на землю всегда привязывается к измерительному входу по току I7 устройства. В принципе, она может быть использована при любом однофазном определении повышения тока. Наиболее желаемое ее использование - это определения тока замыкания на землю между нейтралью трехфазного защищаемого объекта и заземляющего электрода.

Эта защита может быть использована в дополнение к ограниченной защите от замыканий на землю (подраздел 2.3). Она является резервной защитой для замыканий на землю, которые произошли вне защищаемой зоны, и не были ликвидированы собственными защитами. На Рис. 2-60 приведен пример.

Максимальная токовая защита с выдержкой времени для токов замыкания на землю имеет две ступени с независимой выдержкой времени и одну ступень с инверсной выдержкой времени. Последняя может выполняться в соответствии со стандартами IEC или ANSI, или согласно характеристике, определенной пользователем.

Рисунок 2-60 Tспользование максимальной токовой защиты с выдержкой времени для токов замыкания на землю в качестве резервной защиты для ограниченной защиты от замыканий на землю


2.5.1.1 Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени

Ступени с независимой выдержкой времени всегда доступны, даже если была сконфигурирована характеристика для инверсной выдержки времени в соответствии с подразделом 2.1.1 (адрес 125).

ISP

7UT612

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

I 7

L1

L2

L3

Огранич. защита от замык. на землю

МТЗ с выд. врем. для токов замык. на зем.




Для тока замыкания на землю IE доступны две ступени с независимой выдержкой времени.

Ток, подводимый ко входу I7, сравнивается с величиной уставки IE>>. При превышении этой уставки определяется соответствующая величина срабатывания и выдается сообщение. Когда истекает выдержка времени T IE>>, выдается команда на отключение. Величина возврата приблизительно на 5 % ниже величины срабатывания для токов > 0.3 · IN.

На Рис. 2-61 приведена логическая схема для ступени больших токов IE>>.

Рисунок 2-61 Логическая схема ступени для больших токов замыкания на землю IE>>

Ток, подводимый ко входу I7, кроме того, сравнивается с величиной уставки IE>. При превышении установленного порогового значения выдается сообщение о срабатывании. Но если используется торможение от броска тока намагничивания (см. подраздел 2.5.1.5), то вначале проводится анализ частот (подраздел 2.5.1.5). Если определяется бросок тока, то сообщение о срабатывании подавляется и, вместо него, выдается сообщение о броске тока. Если бросок тока не был определен, и было выдано сообщение о срабатывании, то по истечении соответствующей выдержки времени T IE>, выдается команда на отключение. При наличии броска тока, отключение не возможно, но сообщение о истечении выдержки времени выдается. Величина возврата составляет приблизительно 95 % от величины срабатывания для токов, выше 0.3 · IN.

&2412

T 0≥1

O/C Earth BLK

O/C Earth OFF

&IE>> TRIP

IE>> picked up

„1“

2408

Man. Close&

IE>> Time Out

ON

OFF„1“

2401

>BLOCK IE>>

>BLK Earth O/C

IE>> BLOCKED

FNo 1831

FNo 1833

FNo 1832

FNo 1854

FNo 1757

FNo 1756

FNo 1714

FNo 1724

Измерения

I>>

2411 IE>>

I7

≥1 O/C Earth ACTFNo 1758

(см.Рис 2-54)

Inactive

IE>> instant.

IEp instant.

IE> instant.

IE MAN. CLOSE

EARTH O/C

T IE>>



На Рис. 2-62 приведена логическая схема ступени IE> для токов замыкания на землю.

Величины срабатывания для каждой из ступеней IE> и IE>> и выдержки времени могут быть выставлены индивидуально.

Рисунок 2-62 Логическая схема максимальной токовой ступени IE> для тока замыкания на землю

2.5.1.2 Максимальная токовая защита с инверсной выдержкой времени

Максимальная токовая защита с инверсной выдержкой времени работает в соответствии с характеристиками стандартов IEC или ANSI или в соответствии с характеристикой, определенной пользователем. Кривые характеристик и их выражения приводятся в разделе Технических данных (Рис. с 4-7 по 4-9 в разделе 4.4). При конфигурировании одной из инверсных характеристик выдержки времени, ступени с независимыми выдержками времени IE>> и IE> также остаются доступными (см. подраздел 2.5.1.1).


Ток, подводимый ко входу I7, сравнивается с величиной уставки IEp. Если величина уставки превышается в 1.1 раза, то срабатывает соответствующая ступень и выдается сигнал о срабатывании. Но если используется торможение от броска тока намагничивания (см. подраздел 2.5.1.5), то вначале проводится

2408

„1“

Man. Close&

2414

IE> Time Out

ON

OFF„1“

2401

>BLOCK IE>

>BLK Earth O/C O/C Earth BLK

≥1

O/C Earth OFF

IE> BLOCKED

FNo 1834

FNo 1835

FNo 1853

FNo 1757

FNo 1756

FNo 1714


(см.Рис 2-54)

I>

2413 IE>

I7

&

&

Rush Blk E

FNo 1765

&

&IE> TRIPFNo 1836

≥1

O/C Earth ACTFNo 1758

FNo 7564Earth InRush PU

IE> picked up

O/C Earth PU

FNo 7552IE> InRush PU

&T 0

InactiveIE>> instant.

IEp instant.

IE> instant.

IE MAN. CLOSE

EARTH O/C

T IE>



анализ частот (подраздел 2.5.1.5). Если определяется бросок тока, то сообщение о срабатывании подавляется и, вместо него, выдается сообщение о броске тока. Для срабатывания используются абсолютные величины колебаний основной гармоники. При срабатывании ступени IEp, время отключения рассчитывается с помощью встроенной процедуры измерений на основе протекающего тока повреждения, в зависимости от выбранной характеристики отключения. По истечению этого периода, передается команда на отключение пока определяется бросок тока или пока блокируется торможение от броска тока. Если разрешено торможение от броска тока и бросок тока определен, отключения не произойдет. Однако сообщение о истечении выдержки времени будет сгенерировано.

На Рис. 2-63 приведена логическая схема максимальной токовой защиты с инверсной выдержкой времени.

Рисунок 2-63 Логическая схема ступени МТЗ с инверсной выдержкй времени IEp — пример для кривых по стандарту IEC

Характеристики возврата в соответствии со стандартом IEC

Возврат ступени, для которой используются кривые в соответствии со стандартом IEC, происходит, когда соответствующий ток падает ниже 95 % от величины срабатывания. Новый пуск будет инициировать новый пуск выдержек времени.

2408

„1“

Man. Close&

2422

IEp TimeOut

ON

OFF„1“

2401

>BLOCK IEp

>BLK Earth O/C O/C Earth BLK

≥1

O/C Earth OFF

IEp BLOCKED

FNo 1837

FNo 1838

FNo 1856

FNo 1757

FNo 1756

FNo 1714


(см.Рис2-54)

1,1I>

2421 IEp

3I0

&

&

Rush Blk E

FNo 1765

IEp TRIPFNo 1839

≥1

O/C Earth ACTFNo 1758

FNo 7564Earth InRush PU

IEp picked up

O/C Earth PU

FNo 7554IEp InRush PU

2425

t

I

&

& &

InactiveIE>> instant.

IEp instant.

IE> instant.

IE MAN. CLOSE

EARTH O/C

T IEp

IEC CURVE



Характеристики возврата в соответствии со стандартом ANSI

При использовании характеристик по стандарту ANSI, вы можете определить, возврат ступени осуществляется сразу после снижения пороговой величины или когда он вызывается эмуляцией диска. “Сразу после” означает, что возврат срабатывания происходит после того как величина срабатывания упадет приблизительно до 95 %. При новом срабатывании счетчик времени запускается с нуля.


Эмуляция диска имеет преимущества при комбинировании градуированной координатной сетки максимальной токовой защиты с выдержкой времени с другими устройствами (выполненными на электромеханической или индукционной базе) подключенными к системе.


Характеристики отключения, основанные на кривых, определенных пользователем, могут быть выполнены с помощью нескольких точек. Может быть введено до 20 пар токовых величин и величин времени. На основе этих величин устройство апроксимирует характеристику с помощью линейной интерполяции.

При желании, может быть определена и характеристика возврата. Описание функции см. выше “Характеристики возврата в соответствии со стандартом AN-SI”. Если определяемая пользователем характеристика возврата не требуется, то возврат производится, когда величина срабатывания снижается примерно до 95 %; когда инициируется новый процесс срабатывания, счетчик времени запускается с нуля.

2.5.1.3 Команда на включение от руки

Когда выключатель включается на поврежденный защищаемый объект, то желательно быстро выполнить повторное отключение выключателя. Способность включения вручную разработана для того, чтобы сдвинуть выдержку времени одной из ступеней МТЗ, когда выключатель вручную включатеся на повреждение. Затем с помощью импульса, выдаваемого внешним ключем управления, выдержка времени игнорируется. Этот импульс длится в течении периода в 300 мс (Рис. 2-54, стр. 139). Уставка по адресу 2408A IE MAN. CLOSE ( IE ВКЛЮЧЕНИЕ ОТ РУКИ) определяет для какой из



ступеней, при включении выключателя от руки, игнорируется выдержка времени.

2.5.1.4 Динамическое срабатывание при отсутствии нагрузки

Динамическое изменение величин срабатывания используется для максимальной токовой защиты с выдержкой времени от замыканий на землю так же как и для максимальной токовой защиты для фазных и остаточного токов (подраздел 2.4). Обработка условий динамического срабатывания в условиях холодной нагрузки происходит та же что и для остальных ступеней МТЗ с выдержкой времени, см. подраздел 2.6 (стр. 175). Сами по себе альтернативные величины устанавливаются для каждой из ступеней.

2.5.1.5 Отстройка от броска тока намагничивания

Максимальная токовая защита от замыканий на землю с выдержкой времени имеет встроенную функцию отстройки от броска тока, которая блокирует ступени IE> и IEp (не IE>>), в случае возникновения броска тока намагничивания.

Если составляющая второй гармоники фазного тока превышает выбранную пороговую величину, отключение для этой фазы блокируется.

Ступень отстройки от броска тока имеет большую предельную величину. При ее превышении блокирование подавляется, поскольку в этом случае подразумевается возникновение повреждения с большим током. Нижняя предельная величина является рабочим пределом для фильтров гармоник (0.1 IN).

На Рис. 2-64 приведена упрощенная логическая схема.

Рисунок 2-64 Логическая схема функции отстройки от броска тока намагничивания

&

fN

2fN

ON

OFF„1“

>BLK E O/C Inr

Измерения

≥1

FNo 07573

2402 InRushRestEarth

2441 2.HARM. Earth

2442I Max InRr. E

IE

E

Rush blk E




Общие положения При конфигурировании списка функций (подраздел 2.1.1, под зоголовком “Особые случаи”, стр. 64) были определены типы характеристик, отдельно для фазных токовых ступеней (адрес 125). Далее можно оперировать уставками для выбранных характеристик. Ступени с независимыми выдержками времени IE>> и IE> доступны всегда.

Уставкой по адерсу 2401 EARTH O/C (ЗЕМЛЯНАЯ МТЗ) максимальная токовая защита от замыканий на землю может быть ON (ВКЛЮЧЕНА) или OFF (ОТКЛЮЧЕНА).

Уставка по адресу 2408A IE MAN. CLOSE (IE ВКЛЮЧЕНИЕ ОТ РУКИ) определяет ступень фазного тока, которая активизируется мгновенно при определении включения от руки. Уставки IE>> instant. (IЕ>> мгновен.) и IE> instant. (IЕ> мгновен.) могут быть установлены вне зависимости от типа выбранной характеристики. Уставка IEp instant. (IЕр мгновен.) доступна, если была сконфигурирована одна из ступеней с инверсной выдержкой времени. Изменить этот параметр можно только в программе DIGSI® 4 в меню “Additional Settings” (“Дополнительные уставки”).

Если максимальная токовая защита с выдержкой времени используется на питающей стороне трансформатора, то выбирается большая ступень IE>>, которая не будет срабатывать в условиях броска тока или для ручного включения устанавливается уставка Inactive (Не активизирована).

Уставкой по адресу 2402 InRushRestEarth (Торможение от броска тока для земляной МТЗ) разрешается или запрещается торможение от броска тока (торможение от 2ой гармоники). Уставка ON (ВКЛЮЧЕНО) используется, если одна из ступеней максимальной токовой защиты с выдержкой времени от замыканий на землю работает на стороне питания трансформатора. В противном случае используется уставка OFF (ОТКЛЮЧЕНО).

Ступень с независимой выдержкой времени для больших токов IE>>

Если ступень IE>> (адрес 2411) комбинируется с IE>-ступенью или IEp-ступенью, то в результате получается двухступенчатая характеристика. Если одна из ступеней не требуется, то ее величина срабатывания устанавливается в ∞. Ступень IE>> всегда работает с независимой выдержкой времени.

Уставки по току и времени должны исключать излишнее срабатывание защиты при операциях переключения. Эта ступень используется, если необходимо создать многоступенчатую характеристику совместно со ступенями IE> или IEp (описание см. далее). С определенной степенью погрешности, можно достичь градуирования по току, схожего с соответствующими ступенями максимальной токовой защиты с выдержкой времени для фазных и остаточного токов (подраздел 2.4.2). Однако, во внимание необходимо принять составляющие нулевой последовательности.

Во большинстве случаев, эта ступень работает мгновенно.Однако, можно ввести выдержку времени по адресу 2412 T IE>>.

Выдержка времени является дополнительной выдержкой времени и не включает в себя времени работы (времени измерения, времени возврата).



Выдержка времени может быть установлена в ∞. Если установлена бесконечность, то срабатывание данной функции будет выдаваться на сигнал, но команды на отключение не будет. Если порог срабатывания установлен в ∞, то не будет генерироваться ни сигнала о срабатывании, ни команды на отключение.

Ступень с независимой выдержкой времени IE>

При использовании максимальной токовой защиты с выдержкой времени IE> (адрес 2413) замыкания на землю могут быть определены при небольших токах. Поскольку ток нейтрали отличается от одного тока трансформатора, то на защиту не влияют суммрные эффекты, вследствие различных погрешностей различных трансформаторов тока, например, ток нулевой последовательности, полученный на основе фазных токов. Поэтому данная уставка может быть выставлена очень чувствительной. Однако, необходимо учесть, что функция отстройки от броска тока намагничивания не может работать при величинах ниже 20 % от номинального тока (низший предел фильтра гармоник). Если используется отстройка от броска тока, то при очень чувствительной уставке необходимо ввести соответствующую выдержку времени.

Поскольку данная ступень срабатывает при замыканиях на землю в энергосети, то выдержка времени (адрес 2414 T IE>) должна быть скоординирована с градуировочной сеткой энергосети. В большинстве случаев, время на отключение можно установить более коротким, чем для фазных токов, поскольку, благодаря отдельным обмоткам трансформатора, имеется гальваническая развязка системы нулевой последовательности подключенной энергосистемы.


Максимальные токовые ступени с инверсной выдержкой времени IEp с кривыми по стандарту IEC

Ступени с инверсными выдержками времени, в зависимости от конфигурации (подраздел 2.1.1, адрес 125), позволяют пользователю выбирать различные характеристики. При использовании характеристик по стандарту IEC (адрес 125 DMT/IDMT E CHR. = TOC IEC (МТЗ НВВ/МТЗ ИВВ земляная характеристика = МТЗ IEC)) по адресу 2425 IEC CURVE (IEC КРИВЫЕ) вводятся следующие уставки:



3).


Если выбрана характеристика инверсной выдержки времени, то необходимо помнить, что коэффициент запаса, равный приблизительно 1.1 уже учтен величинами срабатывания и величиной уставки. Это означае, что срабатывание



будет происходить только в том случае, если ток в 1.1 раза превысит величину уставки. Возврат функции будет осуществляться как только величина уменьшится до 95 % от величины срабатывания.

С помощью максимальной токовой ступени с выдержкой времени IEp (адрес 2421) замыкания на землю могут быть определены при небольших токах. Поскольку ток нейтрали отличается от одного тока трансформатора, то на защиту не влияют суммрные эффекты, вследствие различных погрешностей различных трансформаторов тока, например, ток нулевой последовательности, полученный на основе фазных токов. Поэтому данная уставка может быть выставлена очень чувствительной. Однако, необходимо учесть, что функция отстройки от броска тока намагничивания не может работать при величинах ниже 20 % от номинального тока (низший предел фильтра гармоник). Если используется отстройка от броска тока, то при очень чувствительной уставке необходимо ввести соответствующую выдержку времени.

Поскольку данная ступень срабатывает при замыканиях на землю в энергосети, то выдержка времени (адрес 2422 T IEp) должна быть скоординирована с градуировочной сеткой энергосети. В большинстве случаев, время на отключение можно установить более коротким, чем для фазных токов, поскольку, благодаря отдельным обмоткам трансформатора, имеется гальваническая развязка системы нулевой последовательности подключенной энергосистемы.

Выдержка времени может быть установлена в ∞. Если установлена бесконечность, то срабатывание данной функции будет выдаваться на сигнал, но команды на отключение не будет. Если IEp-ступень не требуется, то по адресу вводится 125 DMT/IDMT E CHR. = Definite Time (МТЗ НВВ/МТЗ ИВВ земляная характеристика = независимая выдержка времени) при конфигурировании списка функций (подраздел 2.1.1).

Максимальные токовые ступени с инверсной выдержкой времени Ip с кривыми по стандарту ANSI

Ступени с инверсными выдержками времени, в зависимости от конфигурации (подраздел 2.1.1, адрес 125), позволяют пользователю выбирать различные характеристики. При использовании характеристик по стандарту ANSI (адрес 125 DMT/IDMT E CHR. = TOC ANSI (МТЗ НВВ/МТЗ ИВВ земляная ХАРАКТЕРИСТИКА = МТЗ ANSI)) по адресу 2426 ANSI CURVE (ANSI КРИВЫЕ) вводятся следующие уставки:



Если выбрана характеристика инверной выдержки времени, то необходимо помнить, что коэффициент запаса, равный приблизительно 1.1 уже учтен величинами срабатывания и величиной уставки. Это означает, что срабатывание будет происходить только в том случае, если ток в 1.1 раза превысит величину уставки.



С помощью максимальной токовой ступени с выдержкой времени IEp (адрес 2421) замыкания на землю могут быть определены при небольших токах. Поскольку ток нейтрали отличается от одного тока трансформатора, то на защиту не влияют суммрные эффекты, вследствие различных погрешностей различных трансформаторов тока, например, ток нулевой последовательности, полученный на основе фазных токов. Поэтому данная уставка может быть выставлена очень чувствительной. Однако, необходимо учесть, что функция отстройки от броска тока намагничивания не может работать при величинах ниже 20 % от номинального тока (низший предел фильтра гармоник). Если используется отстройка от броска тока, то при очень чувствительной уставке необходимо ввести соответствующую выдержку времени.

Поскольку данная ступень срабатывает при замыканиях на землю в энергосети, то выдержка времени (адрес 2423 D IEp) должна быть скоординирована с градуировочной сеткой энергосети. В большинстве случаев, время на отключение можно установить более коротким, чем для фазных токов, поскольку, благодаря отдельным обмоткам трансформатора, имеется гальваническая развязка системы нулевой последовательности подключенной энергосистемы.

Выдержка времени может быть установлена в ∞. Если установлена бесконечность, то срабатывание данной функции будет выдаваться на сигнал, но команды на отключение не будет. Если IEp-ступень не требуется, то по адресу вводится 125 DMT/IDMT E CHR. = Definite Time (МТЗ НВВ/МТЗ ИВВ земляная ХАРАКТЕРИСТИКА = независимая выдержка времени) при конфигурировании списка функций (подраздел 2.1.1).





− для максимальной токовой защиты с независимой выдержкой времени: адрес 2511 величина срабатывания IE>>, адрес 2512 выдержка времени T IE>>, адрес 2513 величина срабатывания IE>, адрес 2514 выдержка времени T IE>;

− для максимальной токовой защиты с инверсной выдержкой времени в соответствии с кривыми стандарта IEC: адрес 2521 величина срабатывания IEp, адрес 2522 выдержка времени T IEp;

− для максимальной токовой защиты с инверсной выдержкой времени (фазной) в соответствии с кривыми стандарта ANSI: адрес 2521 величина срабатывания IEp, адрес 2523 выдержка времени D IEp.




Для МТЗ с инверсной выдержкой времени пользователь может определить свои собственные характеристики отключения и возврата. При конфигурировании в программе DIGSI® 4 появится соответствующее диалоговое окно. Введите до 20 пар токовых величин и величин времени отключения (Рис. 2-58, стр. 148).

Процедура та же, что и для ступеней фазных токов. См. подраздел 2.4.2.1, под заголовком “Кривые, определяемые пользователем”, стр. 147.

Для создания характеристики отключения, определяемой пользователем, при конфигурировании списка функций (подраздел 2.1.1), необходимо сделать следующее: по адресу 125 DMT/IDMT E CHR. (МТЗ НВВ/МТЗ ИВВ земляная ХАРАКТЕРИСТИКА), ввести уставку User Defined PU (Характеристика отключения, опрелеяемая пользователем). Если характеристика возврата тоже будет определяться пользователем, то вводится уставка User def. Reset (Характеристика возврата, опрелеяемая пользователем).

Отстройка от броска тока намагничивания

По адресу 2402 InRushRestEarth (Отстройка от броска тока земляная) (стр. 167, под заголовком “Общие положения”) отстройка от броска тока может быть включена (ON) или отключена (OFF). Эта отстройка от броска тока требуется при использовании терминала в качестве защиты трансформатора или, если максимальная токовая защита с выдержкой времени используется на питающей стороне. Параметры функции отстройки от броска тока намагничивания вводятся в меню “Inrush” (“Бросок”).

Функция основывается на оценке наличия 2 гармоники при броске тока намагничивания. В качестве уставки по умолчанию коэффициент отношения составляющих 2 гармоники к составляющим основной гармоники 2.HARM. Earth (2 ГАРМОНИКА земляная) (адрес 2441) вводится равный I2fN/IfN = 15 %. Эта уставка может быть использована без изменения. Для обеспечения большей отстройки в исключительных случаях, в условиях когда ввод под напряжение особенно неблагоприятен, в качестве, вышеупомянутой уставки, может быть введено меньшее значение.

Если ток превышает величину установленную по адресу 2442 I Max InRr. E (I максимальный при отстройке от броска земляная), никакой отстройки от броска тока проводиться не будет.





Примечание: Уставки, адреса которых содержат букву “A” могут быть изменены только при использовании программы DIGSI® 4, в меню “Additional Settings” (“Дополнительные уставки”).



Пояснения

2401 EARTH O/C ON (ВКЛ)OFF (ОТКЛ)

OFF Максимальная токовая защита от замыканий на землю с выдержкой времени

2402 InRushRestEarth ON (ВКЛ)OFF (ОТКЛ)

OFF Отстройка от броска тока МТЗ от замыканий на землю

2408A IE MAN. CLOSE IЕ>> instantaneously (I>> мгновенно)IЕ> instantaneously (I> мгн.)IЕp instantaneously (Ip мгн.)Inactive (Не актив.)

IE>> instanta-neously

Режим включения от руки МТЗ от замыканий на землю

2411 IE>> 0.05..35.00 A; ∞ 0.50 A IE>> срабатывание

2412 T IE>> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.10 sec T IE>> выдержка времени

2413 IE> 0.05..35.00 A; ∞ 0.20 A IE> срабатывание

2414 T IE> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.50 sec T IE> выдержка времени

2511 IE>> 0.05..35.00 A; ∞ 7.00 A IE>> срабатывание

2512 T IE>> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec T IE>> выдержка времени

2513 IE> 0.05..35.00 A; ∞ 1.50 A IE> срабатывание

2514 T IE> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.30 sec T IE> выдержка времени

2421 IEp 0.05..4.00 A 0.20 A IEp срабатывание

2422 T IEp 0.05..3.20 sec; ∞ 0.20 sec T IEp выдержка времени

2423 D IEp 0.50..15.00; ∞ 5.00 D IEp выдержка времени










2521 IEp 0.05..4.00 A 1.00 A IEp срабатывание

2522 T IEp 0.05..3.20 sec; ∞ 0.50 sec T IEp выдержка времени

2523 D IEp 0.50..15.00; ∞ 5.00 D IEp выдержка времени

2431 I/IEp PU T/TEp 1.00..20.00 I / Ip; ∞0.01..999.00 Time Dial

Кривая срабатывания IE/IEp - TIE/TIEp

2432 MofPU Res T/TEp 0.05..0.95 I / Ip; ∞0.01..999.00 Time Dial

Срабатывание <-> TI/TIEp

2441 2.HARM. Earth 10..45 % 15 % 2ая гарм. МТЗ от замык. на землю в % от основн. гарм.

2442 I Max InRr. E 0.30..25.00 A 7.50 A Макс. ток для отстройки от броска МТЗ от замык. на землю



Пояснения

F.No. Сообщение Пояснения01714 >BLK Earth O/C >БЛОКИРОВАНИЕ МТЗ с выд. врем. от замыканий на землю

07573 >BLK E O/C Inr >БЛОКИРОВАНИЕ отстройки от броска тока МТЗ с выд. врем. от замыканий на землю

01756 O/C Earth OFF МТЗ с выд. врем. от замыканий на землю ОТКЛЮЧЕНА

01757 O/C Earth BLK МТЗ с выд. врем. от замыканий на землю ЗАБЛОКИРОВАНА

01758 O/C Earth ACT МТЗ с выд. врем. от замыканий на землю в РАБОТЕ

01765 O/C Earth PU МТЗ с выд. врем. от замыканий на землю срабатывание

07564 Earth InRush PU Срабатывание отстройки от броска тока МТЗ с выд. врем. от замыканий на землю

01724 >BLOCK IE>> >БЛОКИРОВАНИЕ IE>>



01854 IE>> BLOCKED IE>> ЗАБЛОКИРОВАНА

01831 IE>> picked up IE>> срабатывание

01832 IE>> Time Out IE>> выдержка времени истекла

01833 IE>> TRIP IE>> ОТКЛЮЧЕНИЕ

01725 >BLOCK IE> >БЛОКИРОВАНИЕ IE>

01853 IE> BLOCKED IE> ЗАБЛОКИРОВАНА

01834 IE> picked up IE> срабатывание

07552 IE> InRush PU IE> срабатывание отстройки от броска

01835 IE> Time Out IE> выдержка времени истекла

01836 IE> TRIP IE> ОТКЛЮЧЕНИЕ

01726 >BLOCK IEp >БЛОКИРОВАНИЕ IEp

01856 IEp BLOCKED IEp ЗАБЛОКИРОВАНА

01837 IEp picked up IEp срабатывание

07554 IEp InRush PU IEp срабатывание отстройки от броска

01838 IEp TimeOut IEp выдержка времени истекла

01839 IEp TRIP IEp ОТКЛЮЧЕНИЕ


2.6 Динамическое срабатывание при отсутствии нагрузки для максимальной токовой защиты с


2.6 Динамическое срабатывание при отсутствии нагрузки для максимальной токовой защиты с выдержкой времени

При наличии функции динамического срабатывания при отсутствии нагрузки, существует возможность динамически увеличивать величины срабатывания ступеней максимальной тококвой защиты с выдержкой времени в условиях повышения тока при отсутствии нагрузки, т.е. когда потребители увеличивают потребление мощности после длительного периода отсутствия потребления, например, в системах кондиционирования воздуха, нагревательных системах, двигателях и т.д. Если величины срабатывания и соответствующие выдержки времени будут увеличиваться динамически, то в нормальных уставках нет необходимости учитывать условия холодной нагрузк.

Функция динамического срабатывания при холодной нагрузке работает совместно с максимальной токовой защитой с выдержкой времени, как описано в подразделах 2.4 и 2.5. Альтернативные величины уставок могут быть введены для каждой из ступеней.


Существуют два критерия определения, находится ли защищаемое оборудование под напряжением:

• С помощью бинарного входа, промежуточный контакт выключателя может быть использован для определения, включен ли выключатель или отключен.

• Пороговая величина контроля протекания тока может быть использована для определения, находится ли оборудование под напряжением.

Для максимальной токовой защиты с выдержкой времени для фазных токов (подраздел 2.4) и для тока нулевой последовательности (подраздел 2.4) может быть выбран один из этих критериев. Терминал автоматически корректирует сторону для определения тока, или для этого используется промежуточный контакт выключателя в соответствии с привязкой функции защиты. Максимальная токовая защита с выдержкой времени для токов замыкания на землю (подраздел 2.5) позволяет использовать критерий выключателя, только в том случае, если он привязан к соответствующей стороне защищаемого объекта (адрес 108, см. подраздел 2.1.1 под заголовком “Особые случаи”, стр. 64); в противном случае можно использовать только токовый критерий.

Если, с помощью одного из выше упомянутых критериев, устройство распознает, что защищаемое оборудование не находится под напряжением, то по истечению соответствующей выдержки времени для максимальных токовых ступеней станут эффективными альтернативные величины срабатывания. На


Динамическое срабатывание при холодной нагрузке является дополнением к четырем группам уставок (A - D), которые конфигурируются отдельно.



Рис. 2-66 приведена логическая схема функции динамического срабатывания при холодной нагрузке. Выдержка времени CB Open Time (Время нахождения выключателя в разомкнутом состоянии) определяет, как долго оборудование может не находится под нагрузкой до активизации функции динамического срабатывания при холодной нагрузке. Когда на защищаемое оборудование подается напряжение (и терминал, с помощью бинарного входа, к которому привязан выключатель, получает информацию о том, что он включен, или, от функции контроля протекания тока, приходит информация о том, что превышен порог протекания тока), инициируется выдержка времени Active Time (Время действия). Как только время действия истекает, величины срабатывания максимальной токовой защиты с выдержкой времени возвращаются в свое нормальное состояние. Время действия контролирует, как долго сохраняются уставки динамического срабатывания при холодной нагрузке, после ввода под напряжение защищаемого объекта. Если измеряемые токовые величины, после введения оборудования под напряжение, находятся ниже нормальных величин срабатывания, то инициируется выдержка времени Stop Time (Время останова). Как и в случае с временем действия, по истечению этого времени, величины срабатывания максимальной токовой защиты с выдержкой времени изменяются с альтернативных уставок динамического срабатывания при холодной нагрузке на нормальные уставки. Stop Time (Время останова) контролирует, как долго используются величины уставок динамического срабатывания при холодной нагрузке, поскольку измеряемые токи ниже нормальных величин уставок. Чтобы исключить эту выдержку времени при переключении уставок максимальной токовой защиты, она может быть введена как ∞ или заблокирована через бинарный вход “>BLK CLP stpTim” (“>БЛОКИРОВКА времени останова функции динамического срабатывания при холодной нагрузке”).



Рисунок 2-65 Согласование времен срабатывания при холодной нагрузке

Если ступень МТЗ срабатывает, при использовании динамических уставок, то по истечению Active Time (Времени действия) нормальные уставки не будут восстановлены, пока, при использовании динамических уставок, не произойдет возврата ступени МТЗ.

Если функция динамического срабатывания при холодной нагрузке блокируется через бинарный вход “>BLOCK CLP” (“>БЛОКИРОВАНИЕ СРАБ. ПРИ ХОЛОДНОЙ НАГРУЗКЕ”), все переведеные выдержки времени будут мгновенно сброшены, а все “нормальные” уставки будут восстановлены. Если блокирование возникнет при повреждении и работе функции динамического срабатывания при холодной нагрузке, таймеры всех ступенй МТЗ будут остановлены, а затем будут запущены вновь с их “нормальной” выдержкой времени.

Выключатель

включенотключен

“Время откл. выкл-ля”

“Время действ.”

Укорач. действ. дин.сраб. благодаря“времени останова”

Время работы

“Нормальные”уровни сраб.

“Дин. сраб.” актив. “Норм.” уставки актив.

“Время останова”

Сраб.Возврат

Откл., если увелич. нагрузки растет после “времени дейст.”

Увелич. потребл. мощности после перерыва

“Время откл. выкл-ля”

CB Open Timeадрес 1711

Active Timeадрес 1712

Stop Timeадрес 1713



Если мощность увеличивается при отключенном выключателе, запускается выдержка времени CB Open Time (Время нахождения выключателя в разомкнутом состоянии), при этом используются нормаьные уставки. Поэтому, когда выключатель будет включен, будут использоваться нормальные уставки.

На Рис. 2-65 приведена диаграмма времени, на Рис. 2-66 приведена логическая схема функции динамического срабатывания при холодной нагрузке.

Рисунок 2-66 Логическая схема функции динамического срабатывания при холодной нагрузке — пример приведен для фазной МТЗ на стороне 1


Общие положения Функция динамического срабатывания при холодной нагрузке может быть использована, только если при конфигурировании по адресу 117 COLDLOAD PICKUP (СРАБ. ПРИ ХОЛОДНОЙ НАГРУЗКЕ) для нее была введена уставка Enabled (Включено). Если данная функция не будет использоваться, то по

Выключательотключен

1712

1711

283

IL1, IL2, IL3

„1“

1702

&

S Q

R

>BLK CLP stpTim

≥1

>CB1 3p Closed

>CB1 3p Open

≥1&

≥1

OFF

ON

„1“

1701

>BLOCK CLP

CLP running

Измерения

CLP BLOCKED

CLP OFF

&

≥1

Ι<Макс. из

T 0

&

dynamic pickupT 0

1713

T 0

IE Dyn.set. ACT

Обработка величинсраб. при холодн. нагрузкеступенями МТЗ

Превыш. одного из порогов динамич. сраб. при холодн. нагрузке ступени МТЗ

>CB1 configured.NO

>CB1 configured NC≥1

&

normal pickup

Превыш. одного из “нормальных” порогов сраб. ступени МТЗ

FNo 1731

FNo 410

FNo 411

FNo 1730 FNo 1995

FNo 1996

FNo 1994

FNo 2000

3I0 Dyn.set.ACTFNo 1999

I Dyn.set. ACTFNo 1998

COLDLOAD PICKUP

CB Open Time

Start CLP Phase

Stop Time

Active Time

Breaker S1 I>

No Current

Breaker Contact



адресу 117 вводится уставка Disabled (Отключено). По адресу1701 COLD-LOAD PICKUP (СРАБ. ПРИ ХОЛОДНОЙ НАГРУЗКЕ) функция может быть ON (ВКЛЮЧЕНА) или OFF (ОТКЛЮЧЕНА).

Критерий холодной нагрузки

Критерий определения для динамического переключения на величины срабатывания при холодной нагрузке может быть определен для любой функции защиты, которая позволяет выполнить это переключение. Выберите критерий по току No Current (Протекание тока) или критерий по положению выключателя Breaker Contact (Контакт выключателя):

адрес 1702 Start CLP Phase для ступеней фазных токов, адрес 1703 Start CLP 3I0 для ступеней тока НП.

Токовый критерий использует токи той стороны, к которой привязана соответствующая функция защиты. При использовании критерия положения выключателя, информация обратной связи соответствующего выключателя должна поступать в терминал.

Максимальная токовая защита с выдержкой времени для токов замыкания на землю позволяет использовать только токовый критерий, поскольку она не может быть привязана к какому-либо выключателю (адрес 1704 Start CLP Earth (Пуск функции срабатывания при холодной нагрузке для земляного тока) всегда No Current (Протекание тока)).


Особых указаний о том, как вводить выдержки времени по адресам 1711 CB Open Time (Время нахождения выключателя в разомкнутом состоянии), 1712 Active Time (Время действия) и 1713 Stop Time (Время останова) не существует. Эти выдержки времени должны основываться на специальных характеристиках нагрузки защищаемого оборудования, и должны позволять возникновение коротких перегрузок в условиях динамической холодной нагрузки.

Величины срабатывания при холодной нагрузке

Динамичские величины срабатывания и выдержки времени связанные со ступенями максимальной токовой защиты с выдержкой времени вводятся по соответствующим адресам этих ступеней.



Пояснения

1701 COLDLOAD PICKUP OFF (ОТКЛЮЧЕНО)ON (ВКЛЮЧЕНО)

OFF Функция срабатывания при холодной нагрузке




1702 Start CLP Phase No Current (Протекание тока)Breaker Contact (Контакт выключателя

No Current Пусковой критерий функции сраб. при хол. нагр. для фазной МТЗ

1703 Start CLP 3I0 No Current (Протекание тока)Breaker Contact (Контакт выключателя

No Current Пусковой критерий функции сраб. при хол. нагр. для МТЗ 3I0

1704 Start CLP Earth No Current (Протекание тока)Breaker Contact (Контакт выключателя

No Current Пусковой критерий функции сраб. при хол. нагр. для земляной МТЗ

1711 CB Open Time 0..21600 sec 3600 sec Время нахождения выключателя в разомкнутом состоянии

1712 Active Time 1..21600 sec 3600 sec Время действия

1713 Stop Time 1..600 sec; ∞ 600 sec Время останова


Пояснения


01730 >BLOCK CLP >БЛОКИРОВАНИЕ функции сраб. при холодной нагрузке

01731 >BLK CLP stpTim >БЛОКИРОВАНИЕ таймера останова функции сраб. при холодной нагрузке

01994 CLP OFF Функция сраб. при холодной нагрузке ОТКЛЮЧЕНА

01995 CLP BLOCKED Функция сраб. при холодной нагрузке ЗАБЛОКИРОВАНА

01996 CLP running Функция сраб. при холодной нагрузке в РАБОТЕ

01998 I Dyn.set. ACT АКТИВИЗИРОВАНЫ динамические уставки фазной МТЗ

01999 3I0 Dyn.set.ACT АКТИВИЗИРОВАНЫ динамические уставки МТЗ 3I0

02000 IE Dyn.set. ACT АКТИВИЗИРОВАНЫ динамические уставки земляной МТЗ

2.7 Однофазная максимальная токовая защита с выдержкой времени



Однофазная максимальная токовая защита с выдержкой времени может быть привязана к одному из измерительных входов по току терминала I7 или I8. Защита может быть использована для защиты любого 1-фазного случая. При привязке ко входу I8 можно использовать очень чувствительные величины срабатывания (наименьшая уставка на входе по току составляет 3 мА).

Примерами являются защита ячейки с реле, имеющим высокое сопротивление, или высокочувствительная защита от токов утечки из бака трансформатора. Данные использования защиты рассмотрены в следуюих подразделах: подраздел 2.7.2 для защиты ячейки с реле, имеющим высокое сопротивление, и подраздел 2.7.3 для высокочувствительной защиты от токов утечки из бака трансформатора.

Однофазная максимальная токовая защита с выдержкой времени содержит две различные ступени с выдержками времени, которые могут быть скомбинированы по желанию заказчика. Если необходима только одна ступень, то для другой можно ввести уставку равную бесконечности.


Измеряемый ток фильтруется с помощью цифровых алгоритмов. Из-за высокой чувствительности используется особенный узкий полосовой фильтр.

Для однофазной ступени I>>, ток, измеряемый на привязанном входе по току (I7 или I8), сопоставляется с величиной уставки 1Phase I>>. При превышении током величины срабатывания выдается сообщение. Когда истекает выдержка времени T 1Phase I>>, выдается команда на отключение. Величина возврата приблизительно на 5 % ниже величины срабатывания для токов > 0.3 · IN.

Для однофазной ступени I>, ток, измеряемый на привязанном входе по току, сопоставляется с величиной уставки 1Phase I>. При превышении током величины срабатывания выдается сообщение. Когда истекает выдержка времени T 1Phase I> выдается команда на отключение. Величина возврата приблизительно на 5 % ниже величины срабатывания для токов > 0.3 · IN.

Обе ступени формируют двухступенчатую максимальную токовую защиту с независимой выдержкой времени, чья характеристика отключения приведена на Рис. 2-67.

При возникновении повреждений с большим током, действия токового фильтра игнорируются для достижения небольшого времени отключения. Это выполняется автоматически, когда мгновенная величина тока превышает величину уставки I>> на коэффициент 2·√2.

Логическая схема однофазной максимальной токовой защиты с выдержкой времени приводится на Рис. 2-68.



Рисунок 2-67 Двухступенчатая характеристика отключения однофазной максимальной токовой защиты с выдержкой времени

Рисунок 2-68 Логическая схема однофазной максимальной токовой защиты с выдержкой времени — пример для определения тока на входе I8

t

II>>I>

T I>>

T I>

Откл-е

Disabled

ON

OFF„1“

2701

>BLK 1Ph. I>

>BLK 1Ph. O/C O/C 1Ph. BLK

O/C 1Ph. OFF

O/C 1Ph I> BLK

2707

O/C 1Ph I> TRIP

O/C 1Ph I> PUFNo 5974

FNo 5975

FNo 5966

FNo 5962

FNo 5961

FNo 5952

FNo 5951

Измерения

I>

2706 1Phase I>

&

I7I8

127DMT 1PHASE

T 0

2704

FNo 5977

FNo 5979

Измерения

I>>

2703 1Phase I>>

& T 02·√2·I>>

≥1

>BLK 1Ph. I>> O/C 1Ph I>> BLKFNo 5967FNo 5953

O/C 1Ph I>> PU

O/C1Ph I>> TRIP

≥1

≥1 O/C 1Ph TRIPFNo 5972

O/C 1Ph PUFNo 5971

≥1 O/C 1Ph. ACTFNo 5963

1Phase O/C

T 1Phase I>>

T 1Phase I>

unsens. CT7sens. CT8



2.7.2 Защита ячейки с реле, имеющим высокое сопротивление


По схеме с высокими сопротивлениями, все трансформаторы тока, находящиеся в пределах защищаемой зоны, работают параллельно с обычным высокоомным сопротивлением R, чье напряжение и замеряется. При использовании терминала 7UT612, напряжение регистрируется измерением тока на внешнем сопротивлении R на чувствительном измерительном входе по току I8.

Трансформаторы тока должны быть одного типа, и иметь отдельный сердечник для защиты ячейки с реле, имеющим высокое сопротивление. Так же они должны иметь одинаковые коэффициенты трансформации и приблизительно одинаковое напряжение точки колена.

При использовании 7UT612 принцип высокого сопротивления очень подходит для определения замыканий на землю в трансформаторах, генераторах, двигателях и шунтирующих реакторах в системах с заземленной нейтралью. Защита ячейки с реле, имеющим высокое сопротивление, может быть использована вместо или совместно с ограничивающей защитой от замыканий на землю (см. раздел 2.3). Чувствительный измерительный вход по току I8 может быть использован только для защиты ячейки с реле, имеющим высокое сопротивление или для защиты от токов утечки из бака трансформатора (подраздел 2.7.3).

На Рис. 2-69 (слева) приведен пример испоьзования для заземленной обмотки трансформатора или заземленного двигателя/генератора. В примере, справа, изображена не заземленная обмотка трансформатора или не заземленный двигатель/генератор, при этом подразумевается, что где-то в системе имеется заземление.

Рисунок 2-69 Защита от замыканий на землю в соответствии со схемой высокого сопротивления

Принцип высокого сопротивления

Для использования принципа высокого сопротивления необходима заземленная обмотка трансформатора (Рис. 2-70).

При нормальной работе ток НП не будет протекать, т.е. ток в нейтрали ISP = 0, а токи в линии 3I0 = IL1 + IL2 + IL3 = 0.

ISP

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

R

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

R



При возникновении внешнего замыкания на землю (Рис. 2-70, слева), ток повреждения будет питаться через заземленную нейтраль, в то же время тот же ток будет протекать через нейтраль трансформатора и фазы. Соответствующие вторичные токи (все трансформаторы тока имеют одинаковые коэффициенты трансформации) компенсируют друг друга, они соединены последовательно. На сопротивлении R генерируется только небольшое напряжение. Оно отличается от внутреннего сопротивления трансформаторов и соединяющихся кабелей трансформаторов. Даже если какой-либо из трансформаторов тока испытывает частичное насыщение, он станет низко - омическим в течение периода насыщения и создает низко - омическое сопротивление шунта к высокоомному резистору R. Поэтому, наибольшее сопротивление резистора так же оказывает эффект торможения (так называемая резистивная стабилизация).

Рисунок 2-70 Защита от замыканий на землю с использованием принципа высокого сопротивления

В случае возникновения замыкания на землю в защищаемой зоне (Рис. 2-70, справа), будет присутствовать ток нейтрали ISP. Условия заземления в остальной части сети определяют насколько сильный присутствует ток нулевой последовательности от системы. Вторичный ток, который равен полному току повреждения, будет пытаться течь через сопротивление R. Поскольку последнее является высокоомным, то мгновенно появится большое напряжение. Поэтому, произойдет быстрое насыщение трансформаторов тока. Напряжение RMS на резисторе приблизительно соответствует напряжению точки колена трансформаторов тока.

Сопротивление R устанавливается таким, что, даже при самом низком токе замыкания на землю, который будет обнаружен, будет производится вторичное напряжение, которое будет равным половине напряжения точки колена трансформаторов тока (см. примечания в подразделе 2.7.4).

Защита с реле, имеющим высокое сопротивление в терминале 7UT612

В терминале 7UT612 чувствительный измерительный вход по току I8 используется защитой с реле, имеющим высокое сопротивление. Поскольку используется вход по току, то терминал определяет ток, протекающий через резистор, а не напряжение на резисторе R.

На Рис. 2-71 приведен пример подключения. Терминал 7UT612 подключается последовательно к резистору R и замеряет его ток.

ISP

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

R ISP

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

R



Варистор V ограничивает напряжение, при возникновении внутреннего повреждения. Высокие пики напряжения, связанные с трансформаторным насыщением, отсекаются варистором. В то же время, сглаживается без приведения среднего значения.

Для предохранения против опасных напряжений также важно, чтобы устройство было прямо связано с заземленной стороной трансформаторов тока так, чтобы высокое напряжение в резисторе сохранилось далеко от устройства.

Для генераторов, двигателей и шунтирующих реакторов защита используется аналогично. Все трансформаторы тока со стороны высшего напряжения, низшего напряжения, и трансформатор тока в нейтрали соединяются параллельно, когда терминал используется для защиты автотрансформаторов.

В принципе, данная схема может быть использована для любого защищаемого объекта. Например, когда терминал используется в качестве защиты шин, терминал подключается к параллельному соединению всех трансформаторов тока отходящих линий с помощью резистора.

Рисунок 2-71 Схема подключения защиты от замыканий на землю в соответствии с принципом высокого сопротивления

2.7.3 Защита от токов утечки из бака трансформатора


Задачей защиты от токов утечки из бака трансформатора является определение утечки тока в землю — даже при большом сопротивлении — между фазой и структурой силового трансформатора. Бак должен быть изолирован от земли (см. Рис. 2-72). Проводник связывает бак и землю, и ток, сквозь этот проводник, питает токовый вход реле. Когда происходит утечка тока из бака, ток повреждения (ток утечки из бака) течет через заземляющий проводник в землю. Этот ток утечки из бака определяется однофазной максимальной токовой защитой как увеличение тока; для того чтобы отключить все стороны трансформатора выдается команда на отключение, мгновенная или с выдержкой времени.

Высокочувствительный вход по току I8 используется для защиты от токов утечки из бака трансформатора. Конечно данный вход по току может быть использован

ISP 7UT612

IL1

IL2

IL3I 8

L1

L2

L3

RV



только в одном случае: либо для защиты от тока утечки из бака трансформатора, либо для дифференциальной защиты с реле, имеющим большое сопротивление в соответствии с подразделом 2.7.2.

Рисунок 2-72 Принцип действия защиты от тока утечки из бака трансформатора


Общие положения Уставкой по адресу 2701 1Phase O/C (1фазная МТЗ), однофазная максимальная токовая защита с выдержкой времени может быть ON (ВКЛЮЧЕНА) или OFF (ОТКЛЮЧЕНА).

Уставки зависят от применения терминала. Диапазоны уставок зависят от того к какому входу подводится ток к I7 или I8. Это определяется при привязке функций защиты (подраздел 2.1.1 под заголовком “Особые случаи”, стр. 65) уставкой по адресу 127:

DMT 1PHASE = unsens. CT7 (МТЗ НВВ 1ФАЗНАЯ = нечувствит. ТТ7)В этом случае, величина срабатывания 1Phase I>> (1фазная I>>) вводится по адресу 2702, а величина срабатывания 1Phase I> (1фазная I>) по адресу 2705. Если необходима только одна ступень, то для другой вводится уставка ∞.

DMT 1PHASE = sens. CT8 (МТЗ НВВ 1ФАЗНАЯ = чувствит. ТТ8)В этом случае, величина срабатывания 1Phase I>> (1фазная I>>) вводится по адресу 2703, а величина срабатывания 1Phase I> (1фазная I>) по адресу 2706. Если необходима только одна ступень, то для другой вводится уставка ∞.

Если необходима выдержка времени, то по адресу 2704 T 1Phase I>> (Т 1фазная I>>) вводится уставка для I>> ступени, и/или по адресу 2707 T 1Phase I> (Т 1фазная I>) вводится уставка для I> ступени. Если уставка равна 0 с, то выдержки времени не будет.

Выдержки времени являются чистыми выдержками времени, которые не включают в себя время работы ступеней защиты. Если выдержка времени установлена как ∞, то соответствующая ступень не будет выдавать команды на отключение, но выдача сообщения о срабатывании будет осуществляться.

изолир.

7UT612I 8



Далее приводятся примечания для защиты ячейки с реле, имеющим высокое сопротивление, и защиты от токов утечки из бака трансформатора.

Использование в качестве защиты с реле, имеющим высокое сопротивление

При использовании терминала в качестве защиты с реле, имеющим высокое сопротивление, для определения увеличения тока на входе по току I8, в терминал 7UT612 вводится только величина срабатывания однофазной максимальной токовой защиты. Соответственной при конфигурировании функций защиты (подраздел 2.1.1 под заголовком “Особые случаи”, стр. 65), по адресу 127 вводится DMT 1PHASE = sens. CT8 (МТЗ НВВ 1ФАЗНАЯ = чувствит. ТТ8).

Но вводимая функция защиты с реле, имеющим высокое сопротивление, зависит от координирования характеристик трансформатора тока, внешнего сопротивления R и напряжения на R. Следующие три подзаголовка предоставляют соответствующую информацию.

Данные трансформатора тока для защиты с реле, имеющим высокое сопротивление

Все трансформаторы тока должны иметь одинаковые коэффициенты трансформации и приблизительно равные напряжения точки колена. Обычно это случай, когда все они одинакого типа и имеют идентичные номинальные данные. Если напряжение точки колена не установлено, то его можно приблизительно рассчитать с помощью номинальных данных ТТ, следующим образом:

где UKPV = напряжение точки колена ТТRi = внутренняя нагрузка ТТPN = номинальная мощность ТТIN = номинальный вторичный ток ТТALF = номинальный коэффициент предельной погрешности ТТ

Номинальный ток, номинальная мощность и коэффициент предельной погрешности обычно выбиты заводской табличке ТТ, например

Трансформатор тока 800/5; 5P10; 30 ВА что означает

IN = 5 A (из 800/5) ALF = 10 (из 5P10) PN = 30 ВА

Внутренняя нагрузка обычно устанавливается при тестировании трансформатора тока. Если это не было сделано, то она может быть получена с помощью измерения постоянного тока на вторичной обмотке.


Трансформатор тока 800/5; 5P10; 30 ВА с Ri = 0.3 Ω

или

Трансформатор тока 800/1; 5P10; 30 ВА с Ri = 5 Ω

UKPV RiPN

IN2--------+

ALF IN⋅ ⋅=

UKPV RiPN

IN2--------+

ALF IN 0.3 Ω 30 VA5 A( )2----------------+

10 5 A 75 V=⋅ ⋅=⋅ ⋅=



Кроме данных ТТ, в устройство 7UT612 необходимо ввести сопротивление самого длинного соединения между трансформаторами тока и термиалом.

Торможение с помощью защиты с реле, имеющим высокое сопротивление

Условие торможения основывается на слудующем упрощенном предположении: при возникновении внешнего повреждения, один из трансформаторов тока полностью насыщается. Другие трансформаторы тока будут продолжать трансформировать свои (частичные) токи. Теоретически, это самый неблагоприятный случай. Поскольку на практике, насыщенный трансформатор тока также трансформирует ток, запас автоматически гарантируется.

На Рис. 2-73 приведена упрощенная эквивалентная цепь. Подразумевается, что трансформаторы тока CT1 (ТТ1) и CT2 (ТТ2) идеальны трансформаторы с внутренней нагрузкой Ri1 и Ri2. Ra - это сопротивления кабелей между трансформаторами тока и резистором R. Они увеличиваются в 2 раза, поскольку ток течет по ним и обратно. Ra2 - это сопротивление самого длинного кабеля соединения.

CT1 трансформирует ток I1. CT2 будет насыщен. В связи с насыщением трансформатора появляется шунт с небольшим сопротивленем, который иллюстрируется пунктирной линией короткого замыкания.

R >> (2Ra2 + Ri2) является дальнейшей предпосылкой.

Рисунок 2-73 Упрощенная эквивалентная цепь циркуляции тока системы для защиты с реле, имеющим высокое сопротивление

Тогда напряжение на резисторе R

UR ≈ I1 · (2Ra2 + Ri2)

Предполагается, что величина срабатывания устройства 7UT612 соответствует половине напряжения точки колена трансформаторов тока. В случае баланса

UR = UKPV/2

Это влияет на предел торможения ISL, т.е. максимальный ток повреждения, ниже которого схема устойчива:


UKPV RiPN

IN2--------+

ALF IN 5 Ω 30 VA1 A( )2----------------+

10 1 A 350 V=⋅ ⋅=⋅ ⋅=

R

Ri1 2Ra1 2Ra2 Ri2

CT1 CT2I1

ISLUKPV 2⁄

2 Ra2⋅ Ri2+--------------------------------=



Для 5 A ТТ с UKPV = 75 В и Ri = 0.3 Ω самое длинное соединение ТТ составляет 22 м, с поперечным сечением 4 мм2, сопротивление Ra ≈ 0,1 Ω

это 15 Ч номинальный ток или 12 кА первичных.

Для 1 A ТТ с UKPV = 350 В и Ri = 5 Ω самое длинное соединение ТТ составляет 107 м, с поперечным сечением равным 2.5 мм2, сопротивление Ra ≈ 0.75 Ω

это 27 Ч номинальный ток или 21,6 кА первичных.

Чувствительность защиты с реле, имеющим высокое сопротивление

Как отмечено выше, защита с реле, имеющим высокое сопротивление, срабатывает приблизительно при половине напряжения точки колена трансформаторов тока. На основе этого может быть рассчитано сопротивление R.

Поскольку устройство измеряет ток, протекающий через резистор, резистор и измерительный вход терминала должны быть соединены последовательно (см. Рис. 2-71). Кроме того, резистор должен иметь большое сопротивление (как отмечено выше: R >> 2Ra2 + Ri2), поэтому собственным сопротивление измерительного входа можно принебречь. Далее сопротивление расчитывается с помощью тока срабатывания Ipu и половины напряжения точки колена:


Для 5 A ТТ требуемая величина срабатывания Ipu = 0.1 A (соответствует 16 A первичным)

Для 1 A ТТ требуемая величина срабатывания Ipu = 0.05 A (соответствует 40 A первичным)

Требуемая мощность резистора получается на основе напряжения точки колена и сопротивления:

Данная мощность появляется только на короткое время при возникновении замыканий на землю, номинальная мощность может быть меньше приблизительно на коэффициент равный 5.

ISLUKPV 2⁄

2 Ra2⋅ Ri2+-------------------------------- 37.5 V2 0.1 Ω⋅ 0.3 Ω+-------------------------------------------- 75 A===

ISLUKPV 2⁄

2 Ra2⋅ Ri2+-------------------------------- 175 V2 0.75 Ω⋅ 5 + Ω------------------------------------------ 27 A===

RUKPV 2⁄

Ipu---------------------=

RUKPV 2⁄

Ipu--------------------- 75 V 2⁄

0.1 A------------------- 375 Ω===

RUKPV 2⁄

Ipu--------------------- 350 V 2⁄

0.05 A----------------------- 3500 Ω===

PRUKPV

2

R----------------- 75 V( )2

375 Ω-------------------- 15 W===

PRUKPV

2

R----------------- 350 V( )2

3500 Ω----------------------- 35 W===

для примера 5 A ТТ

для примера 1 A ТТ



Варистор (см. Рис. 2-71) необходимо установить такой, чтобы он удерживал высокое сопротивление до напряжения точки колена, например,

приблизительно 100 В для примера 5 A ТТ, приблизительно 500 В для примера 1 A ТТ.

В терминале 7UT612, величина срабатывания (0.1 A или 0.05 A в примерах) вводится по адресу 2706 1Phase I> (1фазная I>). Ступень I>> не требуется (адрес 2703 1Phase I>> = ∞).

Команда на отключение может иметь выдержку времени, вводимую по адресу 2707 T 1Phase I> (Т 1фазная I>). Обычно эта выдержка времени устанавливается в 0.

Если параллельно соединено большее количество трансформаторов тока, т.е. при использовании терминала в качестве защиты шин с несколькими отходящими линиями, токами намагничивания трансформаторов, соединенных параллельно, принебрачь нельзя. В этом случае, токи намагничивания на половине напряжения точки колена (в соответствии с величиной уставки) суммируются. Эти токи намагничивания уменьшают ток, протекающий через резистор R. Соответственно реальная величина срабатывания будет выше.

Использование в качестве защиты от токов утечки из бака трансформатора

Если однофазная МТЗ с выдержкой времени используется в качестве защиты от токов утечки из бака трансформатора, то в терминал 7UT612 вводится величина срабатывания для входа по току I8. Соответственной при конфигурировании функций защиты (подраздел 2.1.1 под заголовком “Особые случаи”, стр. 65), по адресу 127 вводится DMT 1PHASE = sens. CT8 (МТЗ НВВ 1ФАЗНАЯ = чувствит. ТТ8).

Защита от токов утечки из бака трансформатора является высокочувствительной МТЗ, которая определяет токи утечки от изолированного бака трансформатора в землю. Ее чувствительность вводится по адресу 2706 1Phase I> (1фазная I>). Ступень I>> не используется (адрес 2703 1Phase I>> = ∞).

Команда на отключение может иметь выдержку времени, вводимую по адресу 2707 T 1Phase I> (Т 1фазная I>). Обычно эта выдержка времени устанавливается в 0.







Пояснения

2701 1Phase O/C ON (ВКЛ)OFF (ОТКЛ)

OFF 1фазная максимально токовая защита с выдержкой времени

2702 1Phase I>> 0.05..35.00 A; ∞ 0.50 A 1фазная МТЗ I>> сраб.

2703 1Phase I>> 0.003..1.500 A; ∞ 0.300 A 1фазная МТЗ I>> сраб.

2704 T 1Phase I>> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.10 sec T 1фазная МТЗ I>> выд. врем.

2705 1Phase I> 0.05..35.00 A; ∞ 0.20 A 1фазная МТЗ I> сраб.

2706 1Phase I> 0.003..1.500 A; ∞ 0.100 A 1фазная МТЗ I> сраб.

2707 T 1Phase I> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.50 sec T 1фазная МТЗ I> выд. врем.


05951 >BLK 1Ph. O/C >БЛОКИРОВАНИЕ МТЗ с выдержкой времени 1фазной

05952 >BLK 1Ph. I> >БЛОКИРОВАНИЕ МТЗ с выдержкой времени 1фазной I>

05953 >BLK 1Ph. I>> >БЛОКИРОВАНИЕ МТЗ с выдержкой времени 1фазной I>>

05961 O/C 1Ph. OFF МТЗ с выдержкой времени 1фазн. ОТКЛЮЧЕНА

05962 O/C 1Ph. BLK МТЗ с выдержкой времени 1фазн. ЗАБЛОКИРОВАНА

05963 O/C 1Ph. ACT МТЗ с выдержкой времени 1фазн. в РАБОТЕ

05966 O/C 1Ph I> BLK МТЗ с выдержкой времени 1фазн. I> ЗАБЛОКИРОВАНА

05967 O/C 1Ph I>> BLK МТЗ с выдержкой времени 1фазн. I>> ЗАБЛОКИРОВАНА

05971 O/C 1Ph PU МТЗ с выдержкой времени 1фазн. сраб.

05972 O/C 1Ph TRIP МТЗ с выдержкой времени 1фазн. ОТКЛ.

05974 O/C 1Ph I> PU МТЗ с выдержкой времени 1фазн. I> сраб.

05975 O/C 1Ph I> TRIP МТЗ с выдержкой времени 1фазн. I> ОТКЛ.

05977 O/C 1Ph I>> PU МТЗ с выдержкой времени 1фазн. I>> сраб.

05979 O/C1Ph I>> TRIP МТЗ с выдержкой времени 1фазн. I>> ОТКЛ.

05980 O/C 1Ph I: МТЗ с выдержкой времени 1фазн.: I на сраб.



2.8 Защита от несбалансированной нагрузки

Общие положения Защита обратной последовательности реагирует на несбалансированную нагрузку в системе. Кроме того, она может быть использована для определения обрывов, повреждений и неправильной полярности трансформаторов тока. Более того, ее можно использовать для определения фазных, линейных и двойных фазных повреждений, при амплитудах токов ниже максимального тока нагрузки.

Защита обратной последовательности используется только для трехфазного оборудования. Поэтому она не доступна, в случае PROT. OBJECT = 1ph Busbar (ЗАЩИЩАЕМЫЙ ОБЪЕКТ = 1фазные шины) или 1 phase transf. (1фазный трансформатор) (адрес 105, см. подраздел 2.1.1).

При использовании защиты от несбалансированной нагрузки для генераторов и двигателей имеются некоторые особенности. Возникающие при несимметричной нагурзке токи обратной последовательности создают в трехфазных индукционных двигателях поля, которые с удвоенной частотой и обратной направленностью действуют на ротор. На поверхности ротора индуцируются вихревые токи, и имеет место локальное перегревание при перемещении между пазовыми клиньями и обмоточными связками.

Кроме того, причиной термической перегрузки двигателя может стать питание от несимметричной системы напряжений. Так как двигатель обладает малым сопротивлеием обратной последовательности, небольшой небаланс напряжения может привести к возникновению больших токов обратной последовательности.

Защита от несбалансированной нагрузки всегда работает на той стороне защищаемого объекта к которой была привязана при конфигурировании функций терминала. (см. подраздел 2.1.1 под заголовком “Особые случаи”, стр. 66, адрес 141).

Защита от несбалансированной нагрузки состоит из двух ступеней с независимыми выдержками времени и одной ступени с инверсной выдержкой времени, которая может работать в соответствии с характеристиками стандартов IEC или ANSI.


Определение несбалансиро-ванной нагрузки

Защита от несбалансированной нагрузки терминала 7UT612 использует цифровые фильтры для разложения фазных токов на симметричные составляющие. Если составляющая обратной последовательности фазного тока превысит составляет хотя бы 10 % от номинального тока устройства, и все фазные токи ниже в четые раза чем номинальный ток устройства, тогда ток обратной последовательности будет подан на токоопределяющие элементы.



2.8.1.1 Ступени с независимой выдержкой времени

Существуют две ступени с независимой выдержкой времени. Когда ток обратной последовательности превысит установленную пороговую величину I2> запустится таймер T I2> и будет выдано соответствующее сообщение о срабатывании. Когда ток обратной последовательности превысит установленную пороговую величину I2>> запустится таймер второй ступениT I2>> и будет выдано соответствующее сообщение о срабатывании.

Когда выдержка времени истекает, выдается команда на отключение (см. Рис. 2-74).

Рисунок 2-74 Характеристика отключения защиты от несбалансированной нагрузки с независимой выдержкой времени

2.8.1.2 Ступень с инверсной выдержкой времени

Ступень с инверсной выдержкой времени работает в соответствии с характеристиками отключения по стандарту IEC или ANSI. Кривые характеристик и соответствующия уравнения приводятся в разделе Технических данных (Рис. 4-7 и 4-8 в разделе 4.4). Инверсная характеристика времени накладывается на характеристики ступеней с независимыми выдержками времени I2>> и I2> (см. подраздел 2.8.1.1).


Ток обратной последовательности I2 сравнивается с величиной уставки I2p. Если величина уставки превышается в 1.1 раза, то генерируется сигнал о срабатывании. Время отключения рассчитывается на основе тока обратной последовательности, в зависимости от выбранной характеристики отключения. По истечению этого периода, выдается команда на отключение. На Рис. 2-75 показывается качественный курс характеристики. На этом рисунке перекрывающая ступень I2>> изображена пунктирной линией.

Откл-е

I2/INI2> I2>>

t

T I2>

T I2>>



Кривые возврата по стандарту IEC

Âозврат срабатывания при использовании кривых по стандарту IEC происходит после того как величина срабатывания упадет приблизительно до 95 % от величины срабатывания. При новом срабатывании счетчик времени запускается с нуля.

Кривые возврата по стандарту АNSI

Ïðè èñïîëüçîâàíèè êðèâûõ ïî ñòàíäàðòó ANSI dû можете определить, возврат ступени осуществляется сразу после снижения пороговой величины или когда он вызывается эмуляцией диска. “Сразу после” означает, что возврат срабатывания происходит после того как величина срабатывания упадет приблизительно до 95 %. При новом срабатывании счетчик времени запускается с нуля.


Рисунок 2-75 Характеристика отключения защиты от несбалансированной нагрузки с инверсной выдержкой времени (с перекрыванием ступени с независимой выдержкой времени)

I2/INI2p I2>>

t

T I2>>

перекрыв.I2>> ступень

Откл-е



Логика На Рис. 2-76 приведена логическая схема защиты от несбалансированной нагрузки. Защита может быть заблокирована через бинарный вход. При этом срабатывание защиты и выдержки времени сбрасываются.

Когда критерий отключения выходит из рабочего диапазона защиты от несбалансированной нагрузки (все фазные токи ниже 0.1 · IN, или хотя бы один из фазных токов превышает 4 · IN), осуществляется возврат срабатывания всех ступеней защиты от несбалансированной нагрузки.

Рисунок 2-76 Логическая схема защиты от несбалансиованной нагрузки — проиллюстрировано для стандарта IEC


Общие положения При конфигурировании списка функций (подраздел 2.1.1, под заголовком “Особые случаи”, стр. 66) по адресу 140 были определены стороны защищаемого объекта. Соответствующий тип характеристики вводится по адресу 141. Далее вводятся уставки только для выбранной характеристики. Ступени с независимыми выдержками времени I2>> и I2> доступны всегда.

Защита обратной последовательности используется только для трехфазного оборудования. Поэтому она не доступна, в случае PROT. OBJECT = 1ph Busbar (ЗАЩИЩАЕМЫЙ ОБЪЕКТ = 1фазные шины) или 1 phase transf. (1фазный трансформатор) (адрес 105, см. подраздел 2.1.1).

I2

4006

4003

4005

4002

>BLOCK I2

OFF

ON„1“

4001

I2 OFF

I2 BLOCKED

4010

I2

t

I2 ACTIVE

4008

4004

T 0

≥1 I2 TRIP

I2>> picked up

141

I2p picked up

I2> picked up

FNo 5166

FNo 5165

FNo 5170

FNo 5159

FNo 5152

FNo 5153

FNo 5151

FNo 5143

T 0

Измерения

I2>

I2>>

1.1 I2p

≥1

Definite Time

UNBALANCE LOAD

I2p

I2>

I2>>

T I2>

T I2p

T I2>>

IEC CURVE

IEC CURVEUNBAL. LOAD CHR

TOC IEC

TOC ANSI



По адресу 4001 UNBALANCE LOAD (ЗАЩИТА ОТ НЕСБАЛАНСИРОВАННОЙ НАГРУЗКИ) данная функция может быть ON (ВКЛЮЧЕНА) или OFF (ОТКЛЮЧЕНА).

Ступени с независимыми выдержками времени I2>>, I2>

Двухступенчатая характеристика позволяет пользователю ввести небольшую выдержку времени (адрес 4005 T I2>>) для большей ступени (адрес 4004 I2>>) и большую выдержку времени (адрес 4003 T I2>) для меньшей ступени (адрес 4002 I2>). Например, ступень I2> можно использовать в качестве сигнальной ступени, а ступень I2>> для выдачи команды на отключение. Если уставка в процентах ступени I2>> выше 60 %, то этим обеспечивается, что отключения в случае фазного повреждения от ступени I2>> не произойдет.

Амплитуда тока обратной последовательности в случае повреждения одной фазы составляет

С другой стороны, при токе обратной последовательности большем 60 %, можно предположить, что в системе произошло двухфазное повреждение. Поэтому выдержка времени T I2>> должна быть скоординирована с градуировочной сеткой времени системы.

На отходящих линиях, защита обратной последовательности может служить для идентифицирования несимметричных повреждений при токах ниже величин срабатывания МТЗ с выдержкой времени. В этом случае:

− при двухфазном повреждении с током I образуется ток обратной последовательности

− при однофазном повреждении с током I образуется ток обратной последовательности

При токе обратной последовательности большем 60 %, можно предположить, что в системе произошло двухфазное повреждение. Выдержка времени T I2>> должна быть скоординирована с градуировочной сеткой времени системы.

Для силового трансформатора, защита обратной последовательности может быть использована как чувствительная защита при фазных и линейных повреждениях с токами небольшой амплитуды. В действительности, данное применение защиты очень хорошо подходит для трансформаторов со схемой соединения треугольник-звезда, в которых при фазных повреждениях на стороне низшего напряжения, ток нулевой последовательности на стороне высшего напряжения не генерируется.

Отношение токов обратной последовательности к полному току фазных и линейных повреждений подходит для трансформатора до тех пор пока во внимание принимается изменение коэффициента трансформации.

I213

------- I⋅ 0.58 I⋅= =

I213

------- I⋅ 0.58 I⋅= =

I213--- I⋅ 0.33 I⋅= =



Возьмем силовой трансформатор со следующими данными:

на стороне низшего напряжения могут быть определены следующие повреждения:

Если величина уставки (PU) терминала со стороны высшего напряжения установлена как I2> = 0.1 A, тогда ток замыкания на землю I = 3 · (110 kV/20 kV) · I2> = 3 · 0.1 · 100 A = 165 A и ток междуфазного повреждения √3 · (110/20) · 0.1 · 100 A = 95 A могут быть определены со стороны низшего напряжения. Это соответствует 36 % и 20 % коэффициента трансформации силового трансформатора.

Для предотвращения неправильной работы в других зонах защиты, выдержка времени T I2> должна быть скоординирована с градуировочной сеткой других реле в системе.

Для генераторов и двигателей, уставка зависит от допустимой несбалансированной нагрузки защищаемого объекта. Обычно для ступени I2> вводится продолжительный допустимый ток обратной последовательности и большая выдержка времени, для того чтобы эта ступень действовала на сигнал. Для ступени I2>> вводится кратковременный ток обратной последовательности с допустимой в этом случае выдержкой времени.

Пример:

Чтобы получить лучшую адаптацию к защищаемому объекту, используйте дополнительную ступень с инверсной выдержкой времени.

Ступень с инверснойвыдержкой времени I2p с кривыми по стандарту IEC

При выборе характеристики отключения с инверсной выдержкой времени можно легко симулировать термическую нагрузку машины, возникающую вследствие несбалансированной нагрузки. Необходимо использовать характеристику наиболее схожую с кривой термической несбалансированной нагрузки завода изготовителя.

При использовании характеристик по стандарту IEC (адрес 141 UNBAL. LOAD CHR = TOC IEC (ЗАЩИТА ОТ НЕСБАЛАНСИРОВАННОЙ НАГРУЗКИ

Ном. аппаратная мощность SNT = 16 МВАНом. высшее напряжение UHS = 110 кВНом. низшее напряжение ULS = 20 кВСхема соединения Dyn5

Двигатель INдвиг. = 545AI2первичн. / INдвиг. = 0,11 продолжительноI2первичн. /INдвиг. = 0,55 для Tmax = 1с

ТТ INпервичн. / INвтор. = 600 A/1 A

Уставка I2> = 0.11 · 545 A = 60 A первичн. или 0.11 · 545 A · (1/600) = 0.10 A вторичн.

Уставка I2>> = 0.55 · 545 A = 300 A первичн. или 0,55 · 545 A · (1/600) = 0.50 A вторичн.

Выд. врем. TI2>> = 1 с



ХАРАКТЕРИСТИКА = МТЗ IEC, см. подраздел 2.1.1) по адресу 4006 IEC CURVE (IEC КРИВЫЕ) вводятся следующие уставки:



3).


Если выбрана характеристика инверсной выдержки времени, то необходимо помнить, что коэффициент запаса, равный приблизительно 1.1 уже учтен величинами срабатывания и величиной уставки. Это означает, что срабатывание будет происходить только в том случае, если ток в 1.1 раза превысит величину уставки I2p (адрес 4008). Возврат будет осуществлен, как только величина уменьшится до 95 % от величины срабатывания.

Соответствующая выдержка времени вводится по адресу 4010 T I2p.

Выдержка времени может быть установлена в ∞. Если установлена бесконечность, то срабатывание данной функции будет выдаваться на сигнал, но команды на отключение не будет. Если ступень с инверсной выдержкой времени не требуется, то по адресу вводится 141 UNBAL. LOAD CHR = Defi-nite Time (ЗАЩИТА ОТ НЕСБАЛАНСИРОВАННОЙ НАГРУЗКИ ХАРАКТЕРИСТИКА = независимая выдержка времени) при конфигурировании списка функций (подраздел 2.1.1).

Выше описанные ступени с независимыми выдержками времени могут быть использованы совместно со ступенью с инверсной выдержкой времени в качестве ступеней действующих на сигнал и выдающих команду на отключение (см. подзаголовок “Ступени с независимыми выдержками времени I2>>, I2>”).

Ступень с инверсной выдержкой времени I2p с кривыми постандарту ANSI

При выборе характеристики отключения с инверсной выдержкой времени можно легко симулировать термическую нагрузку машины, возникающую вследствие несбалансированной нагрузки. Необходимо использовать характеристику наиболее схожую с кривой термической несбалансированной нагрузки завода изготовителя.

При использовании характеристик по стандарту ANSI (адрес 141 UNBAL. LOAD CHR = TOC ANSI (ЗАЩИТА ОТ НЕСБАЛАНСИРОВАННОЙ НАГРУЗКИ ХАРАКТЕРИСТИКА = МТЗ ANSI)) по адресу 4007 ANSI CURVE (ANSI КРИВЫЕ) вводятся следующие уставки:

Extremely Inv. (Предельно инверсная), Inverse (Инверсная), Moderately Inv. (Средне инверсная), Very Inverse (Сильно инверсная).


Если выбрана характеристика инверсной выдержки времени, то необходимо помнить, что коэффициент запаса, равный приблизительно 1.1 уже учтен величинами срабатывания и величиной уставки. Это означает, что



срабатывание будет происходить только в том случае, если ток в 1.1 раза превысит величину уставки I2p (адрес 4008).

Соответствующая выдержка времени вводится по адресу 4009 D I2p.

Выдержка времени может быть установлена в ∞. Если установлена бесконечность, то срабатывание данной функции будет выдаваться на сигнал, но команды на отключение не будет. Если ступень с инверсной выдержкой времени не требуется, то по адресу вводится 141 UNBAL. LOAD CHR = Defi-nite Time (ЗАЩИТА ОТ НЕСБАЛАНСИРОВАННОЙ НАГРУЗКИ ХАРАКТЕРИСТИКА = независимая выдержка времени) при конфигурировании списка функций (подраздел 2.1.1).

Выше описанные ступени с независимыми выдержками времени могут быть использованы совместно со ступенью с инверсной выдержкой времени в качестве ступеней действующих на сигнал и выдающих команду на отключение (см. подзаголовок “Ступени с независимыми выдержками времени I2>>, I2>”).

Если Disk Emulation (Эмуляция диска) введена по адресу 4011 I2p DROP-OUT (I2p ВОЗВРАТ), то возврат происходит в соответствии с характеристикой возврата. Для получения более полной информации см. подраздел 2.8.1.2, под заголовком “Кривые возврата по стандарту АNSI” (стр. 194).


Примечание: Диапазоны уставок и уставки по умолчанию относятся к номинальному току IN = 1 A. Для номинального тока IN = 5 A токовые величины необходимо умножить на 5. Для уставок вводимых в первичных величинах, также необходимо учитывать коэффициенты трансформации трансформаторов тока.


Пояснения

4001 UNBALANCE LOAD ON (ВКЛ)OFF (ОТКЛ)

OFF Защита от несбалансированной нагрузки (обратной последовательности)

4002 I2> 0.10..3.00 A 0.10 A I2> срабатывание

4003 T I2> 0.00..60.00 sec; ∞ 1.50 sec T I2> выдержка времени

4004 I2>> 0.10..3.00 A 0.50 A I2>> срабатывание

4005 T I2>> 0.00..60.00 sec; ∞ 1.50 sec T I2>> выдержка времени

4006 IEC CURVE Normal Inverse (Нормально инверсная)Very Inverse (Сильно инверсная)Extremely Inverse (Предельно инверсная)

Extremely Inverse Кривые в соответствии со стандартом IEC




4007 ANSI CURVE Very Inverse (Сильно инверсная)Inverse (Инверсная)Moderately Inverse (Средне инверсная)Extremely Inverse (Предельно инверсная)

Extremely Inverse Кривые в соответствии со стандартом ANSI

4008 I2p 0.10..2.00 A 0.90 A I2p срабатывание

4009 D I2p 0.50..15.00; ∞ 5.00 D I2p выдержка времени

4010 T I2p 0.05..3.20 sec; ∞ 0.50 sec T I2p выдержка времени

4011 I2p DROP-OUT Instantaneous (Мгновенно)Disk Emulation (Эмуляция диска)

Instantaneous I2p характеристика возврата


Пояснения


05143 >BLOCK I2 >БЛОКИРОВАНИЕ I2 (несбалансированная нагрузка)

05151 I2 OFF I2 ОТКЛЮЧЕНА

05152 I2 BLOCKED I2 ЗАБЛОКИРОВАНА

05153 I2 ACTIVE I2 в РАБОТЕ

05159 I2>> picked up I2>> срабатывание

05165 I2> picked up I2> срабатывание

05166 I2p picked up I2p срабатывание

05170 I2 TRIP I2 ОТКЛЮЧЕНИЕ

05172 I2 Not avalia. I2 ошибка: защита не используется для данного объекта

2.9 Термическая защита от перегрузки



Защита от термической перегрузки предотвращает повреждения защищаемого объекта в случае термиических перегрузок, обычно в случае использования терминала в качестве защиты трансформаторов, вращающихся машин, реакторов и кабелей. В терминале 7UT612 существуют два метода определения термической перегрузки:

• Расчет термической перегрузки с помощью термической характеристики в соответствии со стандартом IEC 60255-8,

• Расчет температуры точки кипения и определение скорости старения в соответствии со стандартом IEC 60354.

Можно выбрать оба этих метода. Первый характеризуется простотой обработки и ввода уставок, для второго метода необходимы некоторые знания о защищаемом объекте, его термических характеристиках и входной температуре охлаждающей среды.

2.9.1 Защита от термической перегрузки с использованием термической характеристики

Принцип действия Термическая защита от перегрузки терминала 7UT612 может быть привязана к одной из сторон защищаемого объекта (выбранной), т.е. в ней происходит оценка токов этой стороны. Поскольку причина перегрузки обычно находится вне защищаемого объекта, ток перегрузки является протекающим током.

Терминал рассчитывает повышение температуры в соответствии с термической моделью, основанной на следующем термическом дифференциальном выражении

где Θ – реальное увеличение температуры, отнесенное к итоговому увеличению температуры при максимально допустимом токе стороны защищаемого объекта, к которой привязана защитаk · INobj,

τth – термическая постоянная времени повышения температуры, k – k-коэффициент, который устанавливает максимальный длительно

допустимый ток, отнесенный к номинальному току стороны защищаемого объекта, к которой привязана защита,

I – абсолютная величина тока стороны защищаемого объекта, к которой привязана защита,

INobj – номинальный ток стороны защищаемого объекта, к которой привязана защита.

Решением этого выражения при устойчивом состоянии является е-функция, асимптота которой показывает итоговое повышение температуры Θend. Когда повышение температуры достигает первой установленной пороговой величины Θalarm, которая находится ниже итогового повышения температуры, то для профилактики перегрузки выдается предупреждающий сигнал. Когда достигается вторая пороговая величина, т.е. итоговое повышение температуты

dΘdt-------- 1

τ th------- Θ⋅+ 1

τ th------- I

k I⋅ Nobj-------------------- 2

⋅=



или температура отключения, то защищаемый объект отключается от сети. Однако, защита от термической перегрузки может быть сконфигурирована для работы только на сигнал Alarm Only (Только на сигнал). В этом случае сигнал выдается и при достижении итогового температурного повышения.

Повышения температуры рассчитываются отдельно для каждой фазы по термической характеристике на основе корня соответствующего фазного тока. Это гарантирует правильный замер абсолютной величины и также учитывает эффект гармонических составляющих. Расчет максимального повышения температуры всех трех фаз необходим для оценки пороговых величин.

Длительно допустимый максимальный ток перегрузки Imax описывается коэффициентом умноженным на номинальный ток INobj:

Imax = k · INobj

INobj номинальный ток стороны защищаемого объекта, к которой привязана защита:

• При защите силовых трансформаторов необходимо знать номинальную мощность обмотки привязки. Терминал рассчитывает номинальный ток на основе номинальной аппаратной мощности трансформатора и номинального напряжения соответсвующей обмотки. Для трансформаторов с РПН, должна быть использована сторона без регулировки.

• При защите генераторов, двигателей или реакторов номинальный ток объекта рассчитвается терминалом на основе установленной аппаратной мощности и номинального напряжения.

• При защите коротки линий или шин номинальный ток просто вводится в терминал.

В дополнение к коэффициенту k, в терминал должны быть введены уставки постоянной времени τth и сигнальная температура Θalarm.

Кроме сигнальной термической ступени, защита от перегрузки включает в себя сигнальную ступень перегрузки по току Ialarm, которая может использоваться как первое предупреждение о токе перегрузки, даже когда повышение температуры не достигло ни сигнальной пороговой величины, ни величины отключения.

Защита от перегрузки может быть заблокирована через бинарный вход. При этом термическая характеристика сбрасывается в ноль.

Увеличение постоянной временидля двигателей

Упомянутое выше дифференциальное выражение подразумевает, что постоянная охлаждения представляется термической постоянной времени τth = Rth · Cth (термическое сопротивление умноженное на термическую емкость). Но, термическая постоянная времени остановленного самовентилирующегося двигателя отличается от термической постоянной времени при работе этого двигателя.

Поэтому, в данном случае, требуются две постоянные времени. Это необходимо учесть в термической характеристике.

Когда ток падает ниже пороговой величины Breaker S1 I> (Ток разомкнутого полюса S1) или Breaker S2 I> (Ток разомкнутого полюса S2) (в зависимости от стороны привязки), считается, что машина остановлена (см. также “Положение выключателя” в подразделе 2.1.2).



Распознавание пуска двигателя

При пуске электрических машин, увеличение температуры, рассчитываемое с помощью термической характеристики, может превысить величину температуры, при которой осуществляется выдача сигнала, или даже величину температуры, при которой осуществляется выдача команды на отключение. Для того, чтобы исключить действие на сигнал или отключение, при получении пускового тока, увеличение температуры, связанное с пуском двигателя, подавляется. Это означает, что рассчитываемое увеличение температуры остается постоянным, пока определяется пусковой ток.

Аварийный запуск двигателей

Когда двигатели запускаются в аврийном порядке, рабочие температуры могут подниматься выше максимально допустимых рабочих температур (аварийный пуск). При этом сигнал на отключение может быть заблокирован через бинарный вход (”>Emer.Start O/L” (“>аварийный пуск, защита от перегрузки”)). После пуска и возврата бинарного входа, термическая характеристика может быть выше величины температуры, при которой осуществляется выдача команды на отключение. Поэтому термическая характеристика имеет выдержку времени (T EMERGENCY), которая запускается при возврате бинарного входа. Она так же подавляет команду на отключение. Отключение защитой от перегрузок будет блокироваться, пока не истечет эта выдержка времени. Этот бинарный вход воздействует только на команду отключения. Он не влияет ни на функцию записи повреждений, ни на сброс термической характеристики.



Рисунок 2-77 Логическая схема защиты от термической перегрузки

2.9.2 Расчет точки кипения и определение скорости старения

Расчет перегрузки в соответствии со стандартом IEC 60354 обеспечивает защитную функцию двумя необходимыми величинами: относительное старение и температура точки кипения защищаемого объекта. Пользователь может установить до 12 точек измерения температуры на защищаемом объекте. Информация о локальной температуре охлаждения передается в терминал 7UT612 через один или два температурных преобразователя с помощью последовательной передачи от точек замера. Одна из этих точек выбирается для формирования замера точки кипения. Эта точка должна быть расположена

dΘdt-------- 1

τ--- Θ⋅+ 1

τ--- I2⋅=

“1”

Θ max

L1

Θ = 0

4204 Q ALARM

100 % (fix)

≥1 &

≥1 ≥1

&

>BLK ThOverloadFNo 01503

FNo 01515O/L I Alarm

FNo 01516O/L Q Alarm

FNo 01521ThOverload TRIP

FNo 01512Th.Overload BLK

FNo 01513Th.OverloadFNo 01511Th.Overload OFF

FNo 01517O/L Th. pick.up &

>Emer.Start O/LFNo 01507

L3L2

IL3IL2IL1

0 T

Θ = const

Kτ · τCB closed

OFF

ON

Alarm Only

O/L I AlarmO/L I Alarm

TIME CONSTANT

I ALARM K-FACTOR

I MOTOR START

Kt-FACTOR

T EMERGENCY

4205 4202

4203

4209

4207

4208

Ther. OVER LOAD4201



в изоляции верхнего внутреннего витка обмотки, так как это - локализация самой горячей температуры.

Относительное старение получается циклически и суммируется к полной сумме старения.

Методы охлаждения

Расчет точки кипения зависит от метода охлаждения. Воздушное охлаждение доступно всегда. Существуют два метода:

• AN (Air Natural): естественная циркуляция воздуха и

• AF (Air Forced): принудительная циркуляция воздуха (вентиляция).

При комбинировании двух выше описанных методов охлаждения с жидким охлаждением, появляются следующие типы охлаждения:

• ON (Oil Natural = естественная циркуляция масла): Из-за выясняющихся различий в температуре охладитель (масло) циркулирует в пределах бака. Охлаждающий эффект не очень сильный из-за его естественной конвекции. Этот вариант охлаждения, однако, является почти бесшумным.

• OF (Oil Forced = принудительная циркуляция масла): Масляный насос заставляет охладитель (масло) передвигаться в пределах бака. Охлаждающий эффект этого метода поэтому более интенсивный, чем при ON методе.

• OD (Oil Directed = принудительная направленая циркуляция масла): Циркуляция охладителя (масла) направляется в баке трансформатора. Поэтому масляный поток усиливается для разделов, которые являются чрезвычайно температурно - интенсивными. Поэтому, охлаждающийся эффект этого метода очень хорош. Этот метод имеет самое низкое увеличение температуры.

На Рис. с 2-78 по 2-80 приведены примеры методов охлаждения.

Рисунок 2-78 ON охлаждение (естественная циркуляция масла)

ONAN охлаждение

∞∞

ONAF охлаждение



Рисунок 2-79 OF охлаждение (направленная циркуляция масла)

Рисунок 2-80 OD охлаждение (принудительная направленная циркуляция масла)

Расчет точки кипения

Температура точки кипения защищаемого объекта является важной величиной. Самая горячая точка, подходящая для срока службы трансформатора, обычно располагается в изоляции верхнего внутреннего витка. Вообще, температура охладителя увеличивается с верхних витков. Однако, метод охлаждения воздействует на температурный градиент.

Температура точки кипения состоит из двух составляющих: температуры самой горячей точки охладителя (включая его прохождение

через температурный преобразователь), и увеличения температуры витка обмотки, вызванного нагрузкой

трансформатора.

Температурный преобразователь 7XV566 может быть использован для получения температуры самой горячей точки. Он преобразует величину температуры в цифровые сигналы и передает их на соответствующий интерфейс устройства 7UT612. RTD может определять температуру в 6 точках

OFAN охлаждение

OD охлаждение



бака трансформатора. К терминалу 7UT612 можно подключить до двух термопреобразователей данного типа.

Устройство рассчитывает температуру точки кипения на основе этх данных и уставок характеристических качеств. Когда превышается установленная пороговая величина, то генерируется сигнал и/или команда на отключение.

Расчет точки кипения выполняется с помощью дифференциальных уравнений в зависимости от метода охлаждения.

Для ON-охлаждения и OF-охлаждения:

где Θh температура точки кипенияΘo максимальная температура маслаHgr градиент точки кипения или максимальной температуры маслаk нагрузочный коэффициент I/IN (измеряется) Y экспонента обмотки

Для OD-охлаждения:

Расчет скорости старения

Срок службы изоляции целлюлозы соотносится с температурой 98 °C или 208.4 °F в прямой окружающей среде изоляции. Опыт показывает, что увеличение на 6 K приводит к уменьшению срока службы до половины. Для температуры, которая отличается от базовой величины 98 °C (208.4 °F), относительная скорость старения V рассчитывается как

Среднее значение относительной скорости старения L вычисляется для среднего значения некоторого промежутка времени, например, от T1 до T2:

При постоянной номинальной нагрузке, относительная скорость старения L равна 1. Для значений большее чем 1, получается ускоренное старение , например, если L = 2, то, по сравнению со сроком службы при номинальных условиях нагрузки, ожидается только половина срока службы.

В соответствии со стандартом IEC, скорость старения определяется для температур с 80 °C по 140 °C (176 °F - 284 °F). Это рабочий диапазон расчета старения для етрминала 7UT612: Температуры ниже 80 °C (176 °F) не увеличивают расчитанную скорость старения; а величины выше 140 °C (284 °F) не уменьшают.

Выше описанные расчеты относительной скорости старения относятся только к изоляции обмотки и не могут быть использованы в других случаях.

Θh Θo Hgr kY⋅+=

Θh Θo Hgr kY⋅+=

Θh Θo Hgr kY⋅ 0,15 Θo Hgr kY⋅+( ) 98 °C–[ ]⋅+ +=

äëÿ k ≤ 1

äëÿ k > 1

VAgeing at Θh

Ageing at 98° C------------------------------------------ 2Θh 98–( ) 6⁄

= =

L 1T2 T1–------------------- V td

T1

T2

∫⋅=



Вывод результатов

Температура точки кипения рассчитывается для обмотки, которая соответствует стороне защищаемого объекта, к которой привязана защита от перегрузки (подраздел 2.1.1, адрес 142). Могут быть устаовлены две пороговые величины: для выдачи предупреждающего сообщения (ступень 1) и для выдачи аварийного сигнала (ступень 2). Если аварийный сигнал подвести к отключающему выходу, то он может быть использован для отключения выключателя(ей).

Для средней скорости старения, так же существуют пороговые величины для выдачи предупреждающего сообщения и для аварийного сигнала.

Статус можно считать в любой момент в оперативных измеряемых величинах. Информация включает в себя:

− температуру точки кипения каждой из обмоток в °C или °F (как сконфигурировано),

− относительную скорость старения в процентах,

− резерв нагрузки до предупредительного сообщения (ступень 1) в процентах,

− резерв нагрузки до аварийного сигнала (ступень 2) в процентах.


Общие положения Защита от перегрузки может быть привязана к любой из сторон защищаемого объекта. Поскольку причина возникновения тока перегрузки находится вне защищаемого объекта, то ток перегрузки является протекающим током, и поэтому защита от перегрузки может быть привязана как со стороны питания, так и не со стороны питания.

• При защите трансформаторов с РПН, защита от перегрузки должна быть привязана к не регулируемой стороне, поскольку только на ней можно определить отношение номинального тока к номинальной мощности.

• При защите генераторов, защита от перегрузки обычно привязывется со стороны нейтрали.

• При защите двигателей и шунтирующих реакторов, защита от перегрузки привязывется со стороны питания.

• При защите последовательных реакторов или коротких кабелей, защита от перегрузки привязывется с любой стороны.

• При защите секций шин или воздушных линий, защита от перегрузки обычно не используется, поскольку невозможен расчет температуры из-за широко варьирующихся условий окружающей среды (температура воздуха, ветер). Однако в этом случае, может быть использована токовая ступень, действующая на сигнал, для предупреждения о токах перегрузки.

Сторона привязки защиты от перегрузки вводится по адресу 142 Therm.Over-load (Защита от термической перегрузки) при конфигурировании списка функций (подраздел 2.1.1).



Как описано выше, в терминале 7UT612 имеются два метода оценки условий перегрузки. При конфигурировании функций защиты (подраздел 2.1.1), по адресу 143 Therm.O/L CHR. (ЗАЩИТА ОТ ТЕРМИЧЕСКОЙ ПЕРЕГРУЗКИ ХАРАКТЕРИСТИКА) определяется как должна работать защита: в соответствии с “классическим” методом термической характеристики (Therm.O/L CHR. = classical (ЗАЩИТА ОТ ТЕРМИЧЕСКОЙ ПЕРЕГРУЗКИ ХАРАКТЕРИСТИКА = классический метод)) или с расчетом температуры точки кипения в соответствии со стандартом IEC 60354 (Therm.O/L CHR. = IEC354 (ЗАЩИТА ОТ ТЕРМИЧЕСКОЙ ПЕРЕГРУЗКИ ХАРАКТЕРИСТИКА = IEC354)). В последнем случае, к устройству должен быть подключен хотя бы один термодатчик 7XV566, предназначенный для предоставления информации о средней температуре охлаждения. Данные, касающиеся RTD-ящика, вводятся в терминал по адресу 191 RTD CONNECTION (RTD ПОДКЛЮЧЕНИЕ) (подраздел 2.1.1).

Термическая защита от перегрузки может быть ON (ВКЛЮЧЕНА) или OFF (ОТКЛЮЧЕНА) по адресу 4201 Therm.Overload (Защита от термической перегрузки). Кроме того, может быть установлена уставка Alarm Only (Только действие на сигнал). При введении последней уставки защитная функция работает, но при достижении подъема температуры величины, при которой осуществляется отключение, действует только на сигнал, т.е. выходная функция “ThOverload TRIP” (“Отключение от термической перегрузки”) не действует.

k–коэффициент Номинальный ток стороны основного защищаемого объекта, к которой привязана защита от перегрузки, принимается за базовый ток для определения перегрузки. Коэффициент k вводится по адресу 4202 K-FACTOR (КОЭФФИЦИЕНТ К). Он определяется отношением длительно допустимого тока к этому номинальном току:

При использовании метода термической характеристики, нет необходимости оценивать ни абсолютную температуру, ни температуру отключения, поскольку увеличение температуры отключения равно итоговому повышению температуры при k · INobj. Изготовители электрических машин обычно сообщают длительно допустимый ток. Если эти данные отсутствуют, то коэффициент k вводится равным 1.1 и умножается на номинальный ток защищаемого объекта. Для кабелей, длительно допустимый ток зависит от изоляционного материала, проекта и путей прокладки. Эти данные можно получить из соответствующих технических таблиц.

При использовании метода оценки температуры точки кипения в соответствии со стандартом IEC 60354, введите k = 1, поскольку все параметры соотносятся с номинальным током защищаемого объекта.

Постоянная времени τ для термической характеристики

Термическая постоянная времени τth вводится по адресу 4203 TIME CONSTANT (ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОСТОЯННАЯ). Эта величина обычно сообщается производителем. Обратите внимание на то, что постоянная времени вводится в минутах. Достаточно часто, для определения постоянной времени задаются другие величины:

kImaxINobj------------=



• 1-с ток

• допустимый ток для времени применения менее 1 с, например, для 0.5 с

• t6-время; это время в секундах, в течение которого, может протекать ток в 6 раз превышающий номинальный ток защищаемого объекта

Примеры расчета:

Кабельная линия с допустимым длительным током 322 Aдопустимым 1-с током 13.5 кА

Величина уставки TIME CONSTANT = 29.4 мин.

Двигатель с t6-временем = 12 с

Величина уставки TIME CONSTANT = 7.2 мин.

Для вращающихся машин, постоянная времени, вводимая по адресу 4203 TIME CONSTANT (ПОСТОЯННАЯ ВРЕМЕНИ) подходит до тех пор пока машина вращается. Машина остынет намного медленнее во время бездействия или останова, если она самовентилируемая. Это явление учитывается большей постоянной времени Kτ-FACTOR (адрес 4207A), которая вводится как коэффициент по отношению к нормальной постоянной времени. Считается, что останов машины происходит, когда ток падает ниже Breaker S1 I> (I> выключателя стороны 1) или Breaker S2 I> (I> выключателя стороны 2), в зависимости от стороны, к которой привязана защита от перегрузки, (см. заголовок “Положение выключателя” в подразделе2.1.2). Этот параметр может быть изменен только в программе DIGSI® в меню “Additional Settings” (“Дополнительные уставки”).

Если нет необходимости делать различие между постоянными времени, то оставьте для параметра Kτ-FACTOR уставку 1 (уставка по умолчанию).

Сигнальные ступени с термической характеристикой

При установке термической ступени, действующей на сигнал Q ALARM (СИГНАЛ) (адрес 4204), сигнал может быть выдан до достижения температуры отключения, таким образом, отключение может быть предотвращено профилактическим снижением нагрузки или переключением. Уставка ступени выставляется в процентах относительно температуры отключения. Примите во внимание, что итоговое увеличение температуры пропорционально квадратному корню тока.

τ thmin--------- 1

60------ permissible 1–s currentpermissible continuous current--------------------------------------------------------------------------------- 2

⋅=

τ thmin--------- 0.5

60-------- permissible 0.5-s currentpermissible continuous current--------------------------------------------------------------------------------- 2

⋅=

τ thmin--------- 0.6 t6⋅=

τ thmin--------- 1

60------ 13500 A322 A----------------------

2 160------ 422 29.4=⋅=⋅=

τ thmin--------- 0.6 12 s⋅ 7.2= =



Пример:

k-коэффициент = 1.1 Сигнал должен быть выдан, когда увеличение температуры достигнет итогового (устойчивого) увеличения температуры при номинальном токе.

Величина уставки Q ALARM = 82 %.

Уставка по току ступени, действующей на сигнал, I ALARM (I СИГНАЛ) (адрес 4205) вводится как коэффициент номинального тока соответствующей стороны, и должна быть равной или немного ниже длительно допустимого тока k · INobj. Эта токовая ступень может быть использована вместо термической ступени защиты, действующей на сигнал. В этом случае, уставка термической ступени равна 100 % и поэтому практически не эффективна.

Аварийный пуск двигателей

Величина времени действия, вводимая по адресу 4208A T EMERGENCY (Т АВАРИЙНОЕ), должна обеспечивать, что после аварийного пуска и возврата бинарного входа “>Emer.Start O/L” (“>Аварийный пуск защиты от перегрузки”) команда на отключение блокируется, пока термическая характеристика не упадет ниже пороговой величины возврата. Этот параметр может быть изменен только в программе DIGSI® 4 в меню “Additional Settings” (“Дополнительные уставки”).

Сам пуск распознается только в том случае, если превышен пусковой ток I MO-TOR START (I ПУСКА ДВИГАТЕЛЯ) введенный по адресу 4209A. При пуске двигателя, при любой нагрузке и состоянии напряжения, должен произойти резкий скачок фактического тока запуска. При кратковременной допустимой перегрузке значение не должно быть достигнуто. Для других защищаемых объектов уставка ∞ не должна быть изменена. Таким образом аварийный пуск игнорируется.

Датчики температуры

При расчете точки кипения в соответствии со стандартом IEC 60354 в устройство необходимо ввести информацию о типе датчиков температуры сопротивления, которые будут использоваться для измерения температуры масла, датчик может определять и температуру точки кипения и скорость старения. Один термодатчик 7XV566 может использовать до 6 сенсоров, 2 термодатчика используют до 12 сенсоров. По адресу 4221 OIL-DET. RTD (RTD ДАТЧИК) вводится идетификационный номер датчика температуры сопротивления, необходимого для расчета точки кипения.

Характеристические величины датчиков температуры устанавливаются отдельно, см. раздел 2.10.

Ступени точки кипения

Для температуры точки кипения существуют две сигнальные ступени. Введите величину температуры точки кипения (в °C), при которой будет генерироваться предупреждающее сообщение (ступень 1), по адресу 4222 HOT SPOT ST. 1 (СТУПЕНЬ ТОЧКИ КИПЕНИЯ 1). По адресу 4224 HOT SPOT ST. 2 (СТУПЕНЬ ТОЧКИ КИПЕНИЯ 2) введите соответствующую температуру, при которой будет выдаваться аварийный сигнал (ступень 2). Она может быть использована для отключения выключателя, если выходной сигнал “O/L h.spot TRIP”

Θalarm1

1.12----------- 0.826= =



(“ОТКЛЮЧЕНИЕ от защиты от перегрузки с определением точки кипения”) (FNo 01542) привязан к реле отключения.

Если по адресу 276 TEMP. UNIT (ЕДИНИЦЫ ТЕМПЕРАТУРЫ) введена уставка Fahrenheit (Фаренгейт) (подраздел 2.1.2, под заголовком “Температурная ячейка”), то пороговые величины, для выдачи предупреждающего и аварийного сигналов, выражаются в градусах Фаренгейта (адреса 4223 и 4225).

Если единицы температуры по адресу 276 были изменены после ввода пороговых величин температуры, то эти пороговые величины должны быть введены заново в соответсвующих единицах.

Скорость старения

Пороговые величины так же устанавливаются и для скорости старения L, для предупреждающего сообщения (ступень 1) по адресу 4226 AG. RATE ST. 1 (1 СТУПЕНЬ СКОРОСТИ СТАРЕНИЯ) и для аварийного сигнала (ступень 2) по адресу 4227 AG. RATE ST. 2 (2 СТУПЕНЬ СКОРОСТИ СТАРЕНИЯ). Эта информация относится к относительному старению, т.е. L = 1 в точке кипения достигается при 98 °C или 208 °F. L > 1 означает ускоренной старение, L < 1 замедленное старение.

Методы охлаждения и изоляционные данные

По адресу 4231 METH. COOLING (МЕТОД ОХЛАЖДЕНИЯ) вводится метод охлаждения, который будет использоваться: ON = Oil Natural при естественной циркуляции масла, OF = Oil Forced при принудительной циркуляции масла и OD = Oil Directed при направленной принудительной циркуляции масла (см. подраздел 2.9.2, под заголовком “Методы охлаждения”.

Для расчета точки кипения устройству необходимо знать экспоненту обмотки Y и градиент температуры точки кипения к максимальной температуре масла Hgr, которые вводятся соответственно по адресам 4232 Y-WIND.EXPONENT (Y-ЭКСПОНЕНТА ОБМОТКИ) и 4233 HOT-SPOT GR (ГРАДИЕНТ). Если соответсвующая информация не доступна, то ее можно взять из стандарта IEC 60354. Далее приврдится вытяжка из используемой таблицы стандарта, с техническими данными, уместными для этого проекта (таблица 2-5).

Таблица 2-5 Термические характеристики силовых трансформаторов

Метод охлаждения:

Распростран. трансфор-ры

Средние и большиесиловые трансформаторы

ONAN ON.. OF.. OD..

Экспонента обмотки Y 1.6 1.8 1.8 2.0

Градиент Hgr 23 26 22 29





Примечание: Уставки, в адресах которых имеется буква “A”, могут быть изменены только в программе DIGSI®, в меню “Additional Settings” (“Дополнительные уставки”).


Пояснения

4201 Ther. OVER LOAD ON (ВКЛ)OFF (ОТКЛ)Alarm Only (Действие только на сигнал)

OFF Защита от термической перегрузки

4202 K-FACTOR 0.10..4.00 1.10 K-коэффициент

4203 TIME CONSTANT 1.0..999.9 min 100.0 min Термическая постоянная времени

4204 Θ ALARM 50..100 % 90 % Термическая ступень, действующая на сигнал

4205 I ALARM 0.10..4.00 A 1.00 A Точка перегрузки по току при действии на сигнал

4207A Kτ-FACTOR 1.0..10.0 1.0 Kt-КОЭФФИЦИЕНТ при останове двигателя

4208A T EMERGENCY 10..15000 sec 100 sec Время аварийного предупреждения

4209A I MOTOR START 0.60..10.00 A; ∞ ∞ A Величина сраб. по току при пуске двигателя

4221 OIL-DET. RTD 1..6 1 Кол-во датчиков, подключенных к RTD

4222 HOT SPOT ST. 1 98..140 °C 98 °C Температура точки кипения ступени 1 срабатывание

4223 HOT SPOT ST. 1 208..284 °F 208 °F Температура точки кипения ступени 1 срабатывание

4224 HOT SPOT ST. 2 98..140 °C 108 °C Температура точки кипения ступени 2 срабатывание

4225 HOT SPOT ST. 2 208..284 °F 226 °F Температура точки кипения ступени 2 срабатывание

4226 AG. RATE ST. 1 0.125..128.000 1.000 Скорость старения СТУПЕНИ 1 срабатывание

4227 AG. RATE ST. 2 0.125..128.000 2.000 Скорость старения СТУПЕНИ 2 срабатывание




4231 METH. COOLING ON (Oil-Natural)OF (Oil-Forced)OD (Oil-Directed)

ON (Oil-Natural) Метод охлаждения

4232 Y-WIND.EXPONENT 1.6..2.0 1.6 Y-экспонента обмотки

4233 HOT-SPOT GR 22..29 22 Градиент температуры точки кипения к максимальной температуре масла


Пояснения


01503 >BLK ThOverload >БЛОКИРОВАНИЕ термической защиты от перегрузки

01507 >Emer.Start O/L >Аварийный пуск термической защиты от перегрузки

01511 Th.Overload OFF Термическая защита от перегрузки ОТКЛЮЧЕНА

01512 Th.Overload BLK Термическая защита от перегрузки ЗАБЛОКИРОВАНА

01513 Th.Overload ACT Термическая защита от перегрузки в РАБОТЕ

01515 O/L I Alarm Термическая защита от перегрузки сигнал (I сигнал)

01516 O/L Θ Alarm Сигнал термической перегрузки

01517 O/L Th. pick.up Термическая защита от перегрузки срабатывание

01521 ThOverload TRIP Термическая защита от перегрузки ОТКЛЮЧЕНИЕ

01541 O/L ht.spot Al. Термическая защита от перегрузки точка кипения сраб.

01542 O/L h.spot TRIP Термическая защита от перегрузки точка кипения ОТКЛ.

01543 O/L ag.rate Al. Термическая защита от перегрузки скорость старения сигнал

01544 O/L ag.rt. TRIP Термическая защита от перегрузки скорость старения ОТКЛ.

01545 O/L No Th.meas. Терм. защита от перегр. нет измер. температуры

01549 O/L Not avalia. Терм. защита от перегр. не используется на данном объекте

2.10 Температурные преобразователи для определения перегрузки



Для защиты от перегрузки для проведения расчетов точки кипения и определения относительной скорости старения требуется температура самой горячей точки охладителя. В точке кипения должен быть установлен хотя бы один датчик температуры сопротивления (RTD), который будет информировать устройство о температуре через температурный преобразователь 7XV566. Один температурный преобразователь может обрабатывать информацию от 6 сенсоров. К теримналу 7UT612 можно подключить один или два температурных преобразователя.


Температурный преобразователь 7XV566 может быть подключен к 6 точкам замера в защищаемом объекте, т.е. в баке трансформатора. Температурный преобразователь получает температуру охладителя от каждой точки замера на основе величины сопротивления температурных датчиков, подключенных к двух- или трехпроводной линии (Pt100, Ni100 или Ni120) и преобразует ее в цифровую величину. Цифровы величины выдаются через последовательный интерфейс RS485.

Один или два температурных преобразователя могут быть подключены к сервисному или дополнительному интерфейсу терминала 7UT612. Поэтому обработаны могут быть 6 или 12 точек замера (RTD). Для каждого датчика температуры, могут быть установлены характеристические данные, как для температуры выдачи сигнала (ступень 1), так и для температуры отключения (ступень 2).

При использовании температурных преобразователей также требуется введение пороговых величин для каждой точки замера. Далее информация выдается через выходное реле. Для получения более подробной информации см. инструкцию по использованию температурного преобразователя.


Для RTD1 (датчика температуры для точки замера 1) тип датчика температуры вводится по адресу 9011A RTD 1 TYPE (ТИП RTD 1). Доступны следующие уставки Pt 100 W, Ni 120 W и Ni 100 W. Если точка замера для RTD1 отсутствует, то вводится RTD 1 TYPE = Not connected (ТИП RTD 1 = Не подключено). Данный параметр может быть изменен только в программе DIGSI® 4 в меню “Additional Settings” (“Дополнительные уставки”).



По адресу 9012A RTD 1 LOCATION (ПОЛОЖЕНИЕ RTD 1) вводится информация о месте расположения RTD1. Доступны уставки Oil (Масло), Am-bient (Окружающая среда), Winding (Обмотка), Bearing (Опора) и Other (Другие). Данный параметр может быть изменен только в программе DIGSI® 4 в меню “Additional Settings” (“Дополнительные уставки”).

Более того, могут быть установлены температуры при которых выдается сигнал или команда на отключение. В зависимости от выбранных в Данных энергосистемы (подраздел 2.1.2 по адресу 276 TEMP. UNIT (ЕДИНИЦЫ ТЕМПЕРАТУРЫ), стр. 71) единиц измерения температуры, температура, при которой осуществляется выдача сигнала, может быть выражена в градусах Цельсия (°C) (адрес 9013 RTD 1 STAGE 1 (RTD 1 СТУПЕНЬ 1)) или Фаренгейта (°F) (адрес 9014 RTD 1 STAGE 1 (RTD 1 СТУПЕНЬ 1)). Температура, при которой осуществляется выдача команды на отключение, может быть выражена в градусах Цельсия (°C) по адресу 9015 RTD 1 STAGE 2 (RTD 1 СТУПЕНЬ 2) или в градусах Фаренгейта (°F) по адресу 9016 RTD 1 STAGE 2 (RTD 1 СТУПЕНЬ 2).

Для других датчиков температуры, подключенных к первому RTD-ящику, вводятся следующие уставки:

для RTD2адрес 9021A RTD 2 TYPE (ТИП RTD 2), адрес 9022A RTD 2 LOCATION (ПОЛОЖЕНИЕ RTD 2), адрес 9023 RTD 2 STAGE 1 (RTD 2 СТУПЕНЬ 1) (в °C) или9024

RTD 2 STAGE 1 (RTD 2 СТУПЕНЬ 1) (°F), адрес 9025 RTD 2 STAGE 2 (RTD 2 СТУПЕНЬ 2) (в °C) или 9026

RTD 2 STAGE 2 (RTD 2 СТУПЕНЬ 2) (°F);

для RTD3адрес 9031A RTD 3 TYPE (ТИП RTD 3), адрес 9032A RTD 3 LOCATION (ПОЛОЖЕНИЕ RTD 3), адрес 9033 RTD 3 STAGE 1 (RTD 3 СТУПЕНЬ 1) (в °C) или 9034



для RTD4адрес 9041ARTD 4 TYPE (ТИП RTD 4), адрес 9042A RTD 4 LOCATION (ПОЛОЖЕНИЕ RTD 4), адрес 9043 RTD 4 STAGE 1 (RTD 4 СТУПЕНЬ 1) (в °C) или 9044











Если подключены два термо-преобразователя, то для датчиков температуры вводятся следующие уставки:

для RTD7адрес 9071A RTD 7 TYPE, адрес 9072A RTD 7 LOCATION, адрес 9073 RTD 7 STAGE 1 (RTD 7 СТУПЕНЬ 1) (в °C) или 9074









для RTD10адрес 9101A RTD10 TYPE, адрес 9102A RTD10 LOCATION, адрес 9103 RTD10 STAGE 1 (RTD 10 СТУПЕНЬ 1) (в °C) или

9104 RTD10 STAGE 1 (RTD 10 СТУПЕНЬ 1) (°F), адрес 9105 RTD10 STAGE 2 (RTD 10 СТУПЕНЬ 2) (в °C) или

9106 RTD10 STAGE 2 (RTD 10 СТУПЕНЬ 2) (°F);



9116 RTD11 STAGE 2 (RTD 11 СТУПЕНЬ 2) (°F);



9126 RTD12 STAGE 2 (RTD 12 СТУПЕНЬ 2) (°F).




Примечание: Уставки, в адресах которых имеется буква “A”, могут быть изменены только в программе DIGSI®, в меню “Additional Settings” (“Дополнительные уставки”).



Пояснения

9011A RTD 1 TYPE not connected (не подключен)Pt 100 OhmNi 120 OhmNi 100 Ohm

Pt 100 Ohm RTD 1: тип

9012A RTD 1 LOCATION Oil (Масло)Ambient (Окружающая среда)Winding (Обмотка)Bearing (Опора)Other (Другие)

Oil RTD 1: положение

9013 RTD 1 STAGE 1 -50..250 °C; ∞ 100 °C RTD 1: температура ступени 1 срабатывание

9014 RTD 1 STAGE 1 -58..482 °F; ∞ 212 °F RTD 1: температура ступени 1 срабатывание




not connected RTD 2: тип


Other RTD 2: положение



























Пояснения



9101A RTD10 TYPE not connected (не подключен)Pt 100 OhmNi 120 OhmNi 100 Ohm


9102A RTD10 LOCATION Oil (Масло)Ambient (Окружающая среда)Winding (Обмотка)Bearing (Опора)Other (Другие)


9103 RTD10 STAGE 1 -50..250 °C; ∞ 100 °C RTD 10: температура ступени 1 срабатывание

9104 RTD10 STAGE 1 -58..482 °F; ∞ 212 °F RTD 10: температура ступени 1 срабатывание















Пояснения




Примечание: Приводимые сообщения по уставкам для каждой из точки замера доступны на самом термо-датчике для выдачи на контакты реле.









Пояснения


14101 Fail: RTD Поврежд.: RTD (обрыв провода/закоротка)

14111 Fail: RTD 1 Поврежд: RTD 1 (обрыв провода/закоротка)

14112 RTD 1 St.1 p.up RTD 1 Температурная ступень 1 сработала




























14201 Fail: RTD10 Поврежд: RTD 10 (обрыв провода/закоротка)

14202 RTD10 St.1 p.up RTD 10 Температурная ступень 1 сработала









2.11 Защита от отказа выключателя




Общие положения Защита от отказа выключателя (УРОВ) обеспечивает быстрое резервное устранение повреждения, в случае повреждения выключателя при реагировании на комаду отключения от защиты фидера.

Когда дифференциальная защита или любая встроенная или внешняя защита от коротких замыканий выдает команду на отключение выключателя, эта команда повторяется для УРОВ (Рис. 2-81). Запускается таймер T–BF. Таймер отсчитывает время столько, сколько существует команда на отключение, а через полюса выключателя продолжает протекать ток.

Рисунок 2-81 Упрощенная функциональная схема защиты от отказа выключателя с контролем протекания тока

При нормальной работе выключатель отключится и ток прекратит протекание. Ступень контроля тока CB–I> бысторо вернется в исходное состояние и остановит таймер T–BF.

Если команда на отключение не исчезает (случай повреждения выключателя), ток продолжает протекать и таймер отсчитает время до своей предельной уставки. Затем УРОВ выдаст команду на отключение резервных выключателей, которые прервут протекание тока повреждения.

Использовать время сброса защиты фидера на уместно, поскольку УРОВ само определяет прерывание протекания тока.

CB–I>Защита фи-ра

&T–BF 0

Защита от отказа выключателя

Откл.выкл-ля(внешняя)

Дифф.з.

≥1

7UT612Дифф.откл.



Важно отметить, что точка измерения токов и контролируемый выключатель должны располагаться со стороны питания защищаемого объекта! На Рис. 2-81 ток измеряется со стороны шин трансформатора (= со стороны питания), поэтому контролироваться будет выключатель со стороны шин.

При защите генераторов обычно контролируется выключатель со стороны сети. В других случаях, рассматриваться должна сторона питания.

Инициация На Рис. 2-82 приведена логическая схема защиты от отказа выключателя.

Защита от отказа выключателя может быть запущена от двух разных источников:

• Внутренней функции терминала 7UT612, т.е. от команд на отключение от функций защиты или через CFC (внутренние логические функции),

• Внешних сигналов на отключение через бинарный вход.

В обоих случаях, защита от отказа выключателя проверяет протекание тока через контролируемый выключатель. Кроме того, проверяется положение выключателя (считывание с промежуточных контактов).

Токовый критерий удовлетворяется, если хотя бы один из фазных токов превысит установленную пороговую величину Breaker S1 I> (Выключатель СТОРОНЫ1 I>) или Breaker S2 I> (Выключатель СТОРОНЫ2 I>), в зависимости от стороны, к которой привязана защита от отказа выключателя, см. подраздел 2.1.2 под заголовком “Положение выключателя” (стр. 79).

Обработка критерия промежуточных контактов зависит от того, какие промежуточные контакты используются и как они подводятся к бинарным входам. Если доступны и нормально разомкнутый (НР) и нормально замкнутый (НЗ) контакты, положение выключателя легко определить. В случае исчезновения тока используется только этот критерий.

Инициация может быть заблокирована через бинарный вход “>BLOCK BkrFail” ( “>БЛОКИРОВАНИЕ Повреждение выключателя”) (например, при тестировании реле защиты фидера).

Выдержки времени и отключение поврежденного выключателя

Для каждого из источников генерируется уникальный сигнал, запускается уникальная выдержка времени и выдается уникальный сигнал на отключение. Величина уставки используется обоими источниками.

По истечению соответствующей выдержки времени выдается команда на отключение. Две команды объединяются элементом ИЛИ и формируют выходной сигнал “BrkFailure TRIP” (“Отключение от защиты от отказа выключателя”), который используется для отключения смежных выключателей. Смежными называются выключатели, через которые питаются те же шины или секции шин, что и от защищаемого выключателя.



Рисунок 2-82 логическая схема защиты от отказа выключателя, пример для стороны 1

7005 TRIP-Timer

7005 TRIP-Timer

BkrFail int PU

&

CB Side 1 I> 283

IL1, IL2, IL3

>BrkFail extSRC

≥1

>CB1 3p Open

>CB1 3p Closed=

&

OFFON

„1“

7001 BREAKER FAILURE

>BLOCK BkrFail BLOCK

BkrFail OFF

≥1

Ι>Max. of

T 0

CB open configured

ONOFF

„1“

7004 Chk BRK CONTACT

&

CB closed configured

&

&

Error

&

&

&

& ≥1

Device Trip BkrFail intTRIP

IL1, IL2, IL3Ι>Max. of

T 0 BkrFail extTRIP

BkrFail ext PU

&

BkrFail ACTIVE

FNo 1452

FNo 1453

FNo 1451

FNo 1403

FNo 1481

FNo 1457

FNo 1431

FNo 1480

FNo 1456

FNo 411

FNo 410

Внутренний источник инициации

Внешний источник инициации

≥1

≥1 BrkFailure TRIP FNo 1471

CB Side 1 I> 283

&

&

Измерения

>BLOCK BkrFail




Общие положения При привязке функций защиты (подраздел 2.1.1) по адресу 170 BREAKER FAIL-URE (ЗАЩИТА ОТ ОТКАЗА ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ) необходимо определить с какой стороны защищаемого объекта будет работать эта защита. Пожалуйста убедитесь, что сторона или измерительный трансформатор, к которому привязана защита, и контролируемый выключатель находятся с одной стороны защищаемого объекта!

Защита от отказа выключателя может быть OFF (ОТКЛЮЧЕНА) или ON (ВКЛЮЧЕНА) по адресу 7001 BREAKER FAILURE (ЗАЩИТА ОТ ОТКАЗА ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ).

Инициация Контроль протеания тока использует величины, описанные в подразделе Данные энергосистемы 1 (подраздел 2.1.2 под заголовком “Положение выключателя”, стр. 79). В зависимости от стороны защищаемого объекта, к которой привязана защита от отказа выключателя, будет доступна уставка либо по адресу 283 Breaker S1 I> (Выключатель СТОРОНЫ 1 I>), либо по адресу 284 Breaker S2 I> (Выключатель СТОРОНЫ 2 I>).

Обычно, защитой от отказа включателя используется как токовый критерий, так и критерий положения промежуточных контактов выключателя. Если критерий положения промежуточных контактов выключателя не может быть использован, то в этом случае, по адресу 7004 Chk BRK CONTACT (КРИТЕРИЙ ПОЛОЖЕНИЯ ПРОМЕЖУТОЧНЫХ КОНТАКТОВ ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ) вводится NO (НЕТ).


Выдержки времени устанавливаются в зависимости от максимального рабочего времени контролируемого выключателя, времени сброса датчиков тока УРОВ, плюс времени запаса, которое обеспечивает отстройку от погрешностей выдержек времени. Согласование времен проиллюстрировано на Рис. 2-83. Время сброса принимается равным 11/2 цикла.

Выдержка времени вводится по адресу 7005 TRIP-Timer (Время ОТКЛЮЧЕНИЯ).

Рисунок 2-83 Диаграмма времени при нормальной ликвидации повреждения и при отказе выключателя

Возникновение повреждения

Норм. время ликв. повр-я

Откл. отзащиты

Время раб. выкл. СбросCB I>

Времязапаса

Время раб. выкл.(смежных)

Инициация защитыот отказа выкл.

Выд. врем. Т-BF для защитыот отказа выключателя

Общее время ликвидации повреждения при отказе выключателя






Адрес Название уставки Величина уставки Предваритель-ная уставка

Примечание

7001 BREAKER FAIL-URE

OFF (ОТКЛ)ON (ВКЛ)

OFF Режим работы защиты от отказа выключателя

7004 Chk BRK CON-TACT


OFF Поверка положения контактов выключателя

7005 TRIP-Timer 0.06..60.00 sec; ∞ 0.25 sec Время ОТКЛЮЧЕНИЯ

F.No. Сообщение Примечание

01403 >BLOCK BkrFail >БЛОКИРОВАНИЕ защиты от отказа выключателя

01431 >BrkFail extSRC >Защита от отказа выключателя инициирована из вне

01451 BkrFail OFF Защита от отказа выключателя ОТКЛ.

01452 BkrFail BLOCK Защита от отказа выключателя ЗАБЛОКИРОВАнА

01453 BkrFail ACTIVE Защита от отказа выключателя в РАБОТЕ

01456 BkrFail int PU СРАБАТЫВАНИЕ защиты от отказа выключателя (внутренн.)

01457 BkrFail ext PU СРАБАТЫВАНИЕ защиты от отказа выключателя (внешн.)

01471 BrkFailure TRIP ОТКЛЮЧЕНИЕ от защиты от отказа выключателя

01480 BkrFail intTRIP ОТКЛЮЧЕНИЕ (внутреннее) от защиты от отказа выключателя

01481 BkrFail extTRIP ОТКЛЮЧЕНИЕ (внешнее) от защиты от отказа выключателя

01488 BkrFail Not av. Защита от отказа выключателя Не доступна для данного объекта



2.12 Обработка внешних сигналов


Внешние командына отключение

В процесс работы дифференциальной защит 7UT612 могут быть включены два желаемых сигнала на отключение от внешней защиты или устройств контроля. Сигналы подводятся в устройство через бинарные входы. Как и сигналы от внутренних функций защиты и контроля, они могут инициировать сообщения, иметь выдержку времени, передаваться на выходные реле, и блокироваться. Это позволяет включать механические защитные устройства (например, клапан давления, Buchholz защита) в работу терминала .

Минимальная длительность команды на отключение, установленная для всех функций защиты так же относится и к этим внешним командам (подраздел 2.1.2 под заголовком “Длительность команды на отключение”, стр. 79, адрес 280A).

На Рис. 2-84 приведена логическая схема обработки одной из этих внешних команд на отключение. Доступны две подобные функции. Функциональные номера FNo приведены для внешней команды на отключение 1.

Рисунок 2-84 Логическая схема функции обработки внешней команды на отключение — для внешней команды на отключение 1

Сообщения от трансформаторов

Кроме внешних команд на отключение, описанных выше, в работу терминала 7UT612, с помощью бинарных входов, могут быть включены некоторые типичные сообщения от силовых трансформаторов, поэтому нет необходимости создавать данные специальные сообщения.

Эти сообщения: Buchholz сигнал, Buchholz отключение и Buchholz сообщение о повреждении в баке трансформатора, а также сигнал о закипании масла.

Блокирование сигналов при внешних повреждениях

Иногда в баках трансформаторов устанавливаются так называемые реле резкого увеличения давления (SPR), которые выполняют отключение трансформатора в случае увеличения давления. К увеличению давления приводят не только повреждения в трансформаторе, но и высокие токи, возникающие в случае внешних повреждений.

Внешние повреждения быстро распознаются терминалом 7UT612 (см. подраздел 2.2.1, под заголовком “Дополнительное торможение при внешнем повреждении”, стр. 89). Сигнал блокирования может быть создан с помощью

FNo 04526

FNo 04532Ext 1 BLOCKED

FNo 04536Ext 1 picked up

8602 T DELAY

&

>BLOCK Ext 1FNo 04523

FNo 04537Ext 1 Gen. TRIP

T>Ext trip 1

2.12 Обработка внешних сигналов


логики CFC, для предотвращения ошибочного отключения от SPR. Подобная логическая схема может быть создана, например, в соответствии с Рис. 2-85.

Рисунок 2-85 CFC логика для блокирования датчика давления при внешнем повреждении


Общие положения Функции внешнего отключения будут обрабатываться, если по адресам 186 EXT. TRIP 1 (ВНЕШНЕЕ ОТКЛ. 1) и/или 187 EXT. TRIP 2 (ВНЕШНЕЕ ОТКЛ. 2) при конфигурировании реле была введена уставка Enabled (Включено) (подраздел 2.1.1).

По адресам 8601 EXTERN TRIP 1 (ВНЕШНЕЕ ОТКЛ. 1) и 8701 EXTERN TRIP 2 (ВНЕШНЕЕ ОТКЛ. 2) функции могут быть ON (ВКЛЮЧЕНЫ) или OFF (ОТКЛЮЧЕНЫ) вне зависимости одна от другой. При желании можно заблокировать команду на отключение (Block relay (Блокирование реле)).

Внешние сигналы могут быть стабилизированы с помощью выдержек времени, при этом произойдет увеличение помехоустойчивости. Для функции внешнего отключения 1 уставки вводятся по адресу 8602 T DELAY (ВЫДЕРЖКА ВРЕМЕНИ), для функции внешнего отключения 2 по адресу 8702 T DELAY (ВЫДЕРЖКА ВРЕМЕНИ).


"IN: Block Sat L1 SP"

OROR–Gate

OR

PLC1_BEA5/–

BO X1 Y BOBO X2BO X3"IN: Block Sat L2 SP"

"IN: Block Sat L3 SP"

"OUT: Block SPR IntSP"



8601 EXTERN TRIP 1 OFF (ОТКЛ)ON (ВКЛ)

OFF Функция внешего отключения 1

8602 T DELAY 0.00..60.00 sec; ∞ 1.00 sec Выдержка времени функции внешн. откл. 1

8701 EXTERN TRIP 2 OFF (ОТКЛ)ON (ВКЛ)





8702 T DELAY 0.00..60.00 sec; ∞ 1.00 sec Выдержка времени функции внешн. откл. 2




04523 >BLOCK Ext 1 >БЛОКИРОВАНИЕ внешн. откл. 1

04526 >Ext trip 1 >Переключение внешн. откл. 1

04531 Ext 1 OFF Внешн. откл. 1 ОТКЛЮЧЕНО

04532 Ext 1 BLOCKED Внешн. откл. 1 ЗАБЛОКИРОВАНО

04533 Ext 1 ACTIVE Внешн. откл. 1 в РАБОТЕ

04536 Ext 1 picked up Внешн. откл. 1: Общее срабатывание

04537 Ext 1 Gen. TRIP Внешн. откл. 1: Общее ОТКЛЮЧЕНИЕ

04543 >BLOCK Ext 2 >БЛОКИРОВАНИЕ внешн. откл. 2

04546 >Ext trip 2 >Переключение внешн. откл. 2

04551 Ext 2 OFF Внешн. откл. 2 ОТКЛЮЧЕНО

04552 Ext 2 BLOCKED Внешн. откл. 2 ЗАБЛОКИРОВАНО

04553 Ext 2 ACTIVE Внешн. откл. 2 в РАБОТЕ

04556 Ext 2 picked up Внешн. откл. 2: Общее срабатывание

04557 Ext 2 Gen. TRIP Внешн. откл. 2: Общее ОТКЛЮЧЕНИЕ


00390 >Gas in oil >Сигнальная ступень датчика наличия газа в масле

00391 >Buchh. Warn >Сигнальная ступень защиты Buchholz

00392 >Buchh. Trip >Ступень отключения защиты Buchholz

00393 >Buchh. Tank >Контроль повреждения в баке от защиты Buchh.

2.13 Контроль функций



В терминале имеется всесторонний контроль функций, который охватывает как аппаратное так и программное обеспечение терминала; измеряемые величины постоянно проверяются на правдоподобие, поэтому цепи измерительных трансформаторов так же охватываются системой контроля. Более того бинарные входы доступны для наблюдения за цепями отключения.


2.13.1.1 Контроль аппаратного обеспечения

Аппаратное обеспечение, включая измерительные входы и выходные реле терминала, полностью проверяется цепями контроля и процессором на наличие повреждений и недопустимых состояний.

Промежуточные и опорные напряжения

Напряжение процессора контролируется аппаратным обеспечением, поскольку процессор не может работать, если напряжение упало ниже минимальной величины. В этом случае терминал не работоспособен. Когда напряжение появится вновь, системный прцессор перезагрузится.

Повреждение или отключение от напряжения питания приведет к выводу системы из действия; это состояние сигнализируется надежным контактом. Кратковременные падения напряжения питания не нарушат функционирования терминала (см. раздел 4.1.2 в Технических данных).

Процессор контролирует опорное напряжение АЦП (аналого-цифрового преобразования). В случае недопустимых колебаний защита блокируется и выдается сигнал о устойчивом повреждении.

Резервная батарея

Резервная батарея гарантирует, что внутренние часы продолжат работу, а сигналы и замеры величин будут сохранены, если исчезнет промежуточное напряжение. Уровень заряда батареи регулярно проверяется. Если напряжение падает ниже допустимого минимального уровня, то выдается сигнал “Fail Battery” (“Батарея разряжена”).

Модули памяти Все работающие памяти (RAMы) проверяются при пуске терминала. В случае возникновения повреждения пуск обрывается, и начинают мигать светодиоды. Во время работы, памяти проверяются с помощью их проверочной суммы.

Для программной памяти, циклически генерируется перекрестная сумма, которая сравнивается с сохраненной рекомендуемой проверочной суммой.

Для параметрической памяти, циклически генерируется перекрестная сумма, которая сравнивается с проверочной суммой, которая обновляется при каждом изменении параметров.

В случае повреждения, системный процессор перезапускается.



Частота опроса Постоянно контролируется частота опроса и синхронизация АЦП (аналогово-цифровых преобразователей). Если колебания не могут быть исправлены другой синхронизацией, то терминал выводит себя из действия, и загорается красный светодиод “Blocked” (“Блокировка”); возвращается реле “Device OK” (“Устройство в норме”), и выдается сигнал сбоя.

2.13.1.2 Контроль программного обеспечения

Сторожевой элемент

Для постоянного контроля состояния программ в аппаратном обеспечении имеется сторожевой таймер, который будет осуществлять сброс и перезагрузку системного процессора, в случае его повреждения или сбоя программы.

Сторожевой элемент программного обеспечения обеспечивает распознавание ошибок при работе программ. Такие ошибки обычно приводят к перезагрузке процессора.

Если ошибка не ликвидируется при перезагрузке, предпринимается новая попытка перезагрузки. Если повреждение присутствует после трех попыток перезагрузки в течение 30 с, то система защит выведет себя из действия, и загорится красный светодиод “Blocked” (“Блокировка”), возвратится реле “Device OK” (“Устройство в норме”), и будет выдан сигнал сбоя.

2.13.1.3 Контроль измеряемых величин

Терминал определяет и выдает сигнал о большинстве повреждений, коротких замыканиях, неправильных соединениях во вторичных цепях измерительных трансформаторов (существенная помощь при вводе в действие). Для этого измеряемые величины постоянно проверяются фоновыми программами через циклические интервалы, до тех пор, пока не появляются условия срабатывания.

Баланс токов Считается, что при нормальной работе обеспечивается приблизительный баланс токов. Этот баланс проверяется контролем измеряемых величин для каждой из сторон трехфазного объекта. Для этого, наименьший фазный ток соотносится с наибольшим. Небаланс определяется, например, для стороны 1, когда

|Imin| / |Imax| < BAL. FACT. I S1 обеспечивает

Imax / IN > BAL. I LIMIT S1 / IN

Imax - наибольший ток, Imin - наименьший из трех фазных токов. Балансовый коэффициент BAL. FACT. I S1 определяет степень небаланса фазных токов, предельная величина BAL. I LIMIT S1 наименьшая пороговая величина рабочего диапазона этой функции контроля (см. Рис. 2-86). Оба параметра должны быть введены. Коэффициент перезагрузки составляет приблизительно 97 %.



Рисунок 2-86 Контроль баланса токов

Контроль баланса токов возможен отдельно для каждой стороны защищаемого объекта. В случае защиты отднофазных шин, данная функция не будет работать. Для соответствующей стороны будет выдан сигнал о несимметричном состоянии, например “Fail. Isym 1” (“Несимметрия I 1”) (FNo 00571). Общий сигнал “Fail I balance” (“Нарушения токового баланса”) (FNo 00163) появляется во всех случаях.

Чередование фаз Для определения неправильных подключений во входных токовых цепях, проверяется направление вращения фаз тока, при трехфазном использовании. Поэтому последовательность токов (с одинаковым знаком) проверяется для каждого 3-фазного измерительного трансформатора. При использовании терминала для защиты однофазных шин и однофазных трансформаторов, данная функция не используется и, поэтому, не доступна.

Для защиты от несбалансированной нагрузки особенно важно, чтобы чередование фаз было по часовой стрелке. Если чередование фаз обратное, то необходимо ввести соответствующую уставку при конфигурировании общих данных энергосистемы 1 (подраздел 2.1.2, под заголовком “Чередование фаз”).

Чередование фаз контролируется последовательностью фаз токов, т.е. для чередования по часовой стрелке:

IL1 до IL2 до IL3

Для контроля чередования фаз требуется минимальный ток из

|IL1|, |IL2|, |IL3| > 0.5 IN.

Если замеряемое чередование фаз отличается от введенной уставки, будет выдано сообщение “FailPh.Seq I S1” (“Неправльное чередование фаз I стороны 1”) (FNo 00265) или “FailPh.Seq I S2” (“Неправльное чередование фаз I стороны 2”) (FNo 00266). В то же время будет выдано и общее сообщение: “Fail Ph. Seq. I” (“Неправильное чередование фаз I”) (FNo 00175).

IminIN

BAL. I LIMIT

Угол наклона:BAL.FACTOR I

ImaxIN

“Fail I balance”



2.13.1.4 Контроль цепей отключения

Терминал дифференциальной защиты 7UT612 имеет встроенную функцию контроля цепей отключения. В зависимости от количества доступных бинарных входов, которые не подведены к обычным потенциалам, можно выбрать модуль контроля с одним или двумя входами. Если расположение необходимых бинарных входов не соответствует выбранному модулю контроля, то выдается сигнал .

Контроль с использованием двух бинарных входов

При использовании двух бинарных входов они подводятся к терминалу как показано на Рис. 2-87, один параллельно назначенному контакту реле команды, другой параллельно промежуточному контакту выключателя.

Предварительным условием использования контроля цепей отключения является то, что напряжение контроля выключателя должно быть больше чем сумма минимальных падений напряжений на двух бинарных входах (UCtrl > 2·UBImin). На каждый бинарный вход подается по 19 В, следовательно контроль может быть использован, если его напряжение больше 38 В.

Рисунок 2-87 Принцип работы контроля цепей отключения с двумя бинарными входами

В зависимости от состояния реле отключения и промежуточного контакта выключателя, бинарные входы переключаются (логическое состояние “H”, см. таблицу 2-6) или закорачиваются (логическое состояние “L”).

Состояние, в котором оба бинарных входа не активизированы (“L”), возможно только при нормальном состоянии цепей отключения в течение короткого периода передачи (контакт реле отключения разомкнут, а выключатель еще не отключился).

Это состояние постоянно только в случае обрыва или короткого замыкания в цепях отключения или падении напряжения батареи. Поэтому это состояние является одним из критериев контроля цепей отключения.

L–

L+

TR

Aux.2

UBI1

UBI2

>TripC trip rel

>TripC brk rel.

UCtrl 7UT612

7UT612

TCCB

Где:

TR — контакт реле отключенияCB — выключательTC — катушка отключения выключателяAux.1 — пром. контакт выключаетля (вкл.) Aux.2 — пром. контакт выключателя (откл.)

UCtrl — контрол. напряж. (напряж. откл.) UBI1 — входн. напряжение 1го бинарного входаUBI2 — входн. напряжение 2го бинарного входа

Примечание: Выключатель на схеме находится во включенном состоянии.

Aux.1

FNo 06852

FNo 06853



Состояния бинарных входов периодически опрашиваются, приблизительно каждые 500 мс. Повреждение цепей отключения определяется только после n = 3 этих консекутивных вопросов состояния, при этом выдается сигнал (см. Рис. 2-88). Повторяющиеся измерения способствуют задержке этого сигнала, тем самым предотвращая сигнализацию во время кратковременных переходных процессов. После ликвидации повреждения в цепях повреждения, сигнал повреждения автоматически сбрасывается с той же выдержкой времени.

Рисунок 2-88 Логическая схема контроля цепей отключения с двумя бинарными входами

Контроль цепей отключения с использованием одного бинарного входа

Бинарный вход подключается к терминалу параллельно соответствующему контакту реле команды в соответствии с Рис. 2-89. Промежуточный контакт выключателя закорачивается с помощью высокоомного сопротивления R.

Напряжение контроля выключателя должно быть по крайней мере в два раза больше минимального падения напряжения на бинарном входе (UCtrl > 2·UBImin). Поскольку на бинарный вход необходимо подать 19 В, то напряжение контроля должно быть больше 38 В.

Пример расчета сопротивления R приведен в разделе 3.1.2, под заголовком “Контроль цепей отключения”.

Таблица 2-6 Таблица состояний бинарных входов в зависимости от состояния контакта реле отключения и выключателя

No Контакт еле отключения

Выключатель Пром. конт. 1 Пром. конт. 2 BI 1 BI 2

1 разомкнут ВКЛЮЧЕН замкнут разомкнут H L

2 разомкнут ОТКЛЮЧЕН разомкнут замкнут H H

3 замкнут ВКЛЮЧЕН замкнут разомкнут L L

4 замкнут ОТКЛЮЧЕН разомкнут замкнут L H

&>TripC trip rel

>TripC brk rel.

TT

T приблизит. от 1 до 2 сFNo 06853

FNo 06865FNo 06852

FAIL: Trip cir.



Рисунок 2-89 Принцип работы контроля цепей отключения с одним бинарным входом

При нормальной работе, на бинарный вход подается напряжение, когда контакт реле отключения разомкнут и цепь отключения нормально функционирует (логическое состояние “H”), поскольку цепь контроля замкнута через промежуточный контакт (если выключатель включен) или через сопротивление R. Бинарный вход закорачиватся и, тем самым, деактивизируется, пока замкнуто реле отключения (логическое состояние “L”).

Если бинарный вход устойчиво деактивизирован во время работы, то этим определяется обрыв цепи отключения или падение напряжения контроля.

Поскольку контроль цепей отключения не работает при системных повреждениях (состояние срабатывания терминала), то замкнутый отключающий контакт не приведет к выдаче сигнала. Однако, если параллельно объединены отключающие контакты других устройств, то выдача сигнала должна иметь выдержку времени (см. Рис. 2-90). После ликвидации повреждения в цепях отключения, сигнал автоматически сбрасывается в течение того же времени.

Рисунок 2-90 Логическая схема контроля цепей отключения с двумя бинарными входами

2.13.1.5 Реакция на повреждения

В зависимости от определенного повреждения выдается сигнал, перезапускается процессор или терминал выводится из действия. Если после трех попыток перезагрузки повреждение не будет ликвидировано, защитная система выведет себя из действия, при этом отпадет контакт готовности реле,

L–

L+

TR

Aux.2Aux.1

UBI >TripC trip rel

UCtrl 7UT612

7UT612

TCCB

Где:

TR — контакт реле отключенияCB — выключательTC — катушка отключения выключателяAux.1 — пром. контакт выключателя (вкл.) Aux.2 — пром. контакт выключателя (откл.) R — вспомогательное сопротивление

UCrtl — Управл. напряжение (напряжение откл.) UBI — Входное напряжение бинарного входа UR — Напряжение на вспом. сопротивлении

Примечание: Выключатель приведен во включенном

R

FNo 06852

UR

&>TripC trip rel

Gen Fault DetectionTT

FNo 06852FNo 06865

T приблизит. 300 с

FAIL: Trip cir.



тем самым показывая, что устройство повреждено. На передней панели устройства загорится красный светодиод “Blocked” (“Блокировка”), означающий наличие внутреннего промежуточного напряжения, а зеленый светодиод “RUN” (“Работа”) потухнет. Если внутренне промежуточное напряжение питания исчезнет, то ни один светодиод не загорится. В таблице 2-7 приведены все наиболее важные функции контроля и их реакции на повреждения терминала.

Таблица 2-7 Реакции на повреждения терминала

Контроль Возможные ситуации Реакция на повреждение

Сигнал Выход

Промежуточного напряжения питания

Внешн. (промеж. напр.)Внутреннее (преобразователь)

Вывод терм-а из раб.или сигнал, по возможности

Ни один из светодиодов не горит

DOK2) возврат

Замеров величин Внутреннее (преобразователь или опорное напряжение)

Вывод терм-а из работы, сигнал

Светодиод “ERROR” “Error MeasurSys”


Внутреннее Вывод терм-а из работы, сигнал

Светодиод “ERROR” “Error Offset”


Аппаратного обеспечения

Внутреннее (поврежд-епроцессора)

Вывод терминала из работы

Светод-д “ERROR“ DOK2) возврат

Программного обеспечения

Внутреннее (работа программы)

Попытка перезапуска1)


Рабочей памяти Внутреннее (RAM) Попытка перезапуск1), Прекращение запускавывод терм-а из раб.

Светод-д мигает DOK2) возврат

Программной памяти

Внутреннее (EPROM) Попытка перезапуска1)


Параметрической памяти

Внутреннее (EEPROM или RAM)

Попытка перезапуска1)


1 A/5 A/0.1А–уставки

1/5 A не правильно установленная перемычка

Сигналы: Вывод защиты из работы

“Error1A/5Awrong““Error A/D-conv.“Светод-д “ERROR“


Калибровки данных

Внутреннее (устройство не откалибровано)

Сигнал:Исп. предварительно введенных уставок

“Alarm adjustm.” как размещен

Резервной батареи

Внутреннее (резервная батарея)

Сигнал “Fail Battery“ как размещен

Часов Синхронизация времени

Сигнал “Clock SyncError” как размещен

Модулей Модуль не соответствует номеру заказа

Сигналы: Вывод защиты из работы

“Error Board 0...1”и если использ.“Error A/D-conv.”


Подключения термодатчиков

Термодатчик не подключен или не соответствие номера

СигналНет защиты от перегрузки с RTD

“Fail: RTD-Box 1” или “Fail: RTD-Box 2”

как размещен

1) После трех неудачных попыток перезапуска терминал выводится из действия2) DOK = реле “Device OK” (“Устройство в норме”)



2.13.1.6 Групповые сообщения

Одинаковые сообщения функций контроля объекдиняются в групповые сообщения. В таблице 2-8 приведен список этих групповых сообщений и их составляющих.

Симметрии токов Внешнее (системное или ТТ)

Сигнал с идентификацией стороны

“Fail. Isym 1” or “Fail. Isym 2”, “Fail I balance”


Чередования фаз Внешнее (системное или при подключении)

Сигнал с идентификацией стороны

“FailPh.Seq I S1” or“FailPh.Seq I S1”,“Fail Ph. Seq. I”


Цепей отключения

Внешн. (цепей откл. или напряжения контроля)

Сигнал “FAIL: Trip cir.” как размещен

Таблица 2-7 Реакции на повреждения терминала

Контроль Возможные ситуации Реакция на повреждение

Сигнал Выход

1) После трех неудачных попыток перезапуска терминал выводится из действия2) DOK = реле “Device OK” (“Устройство в норме”)

Таблица 2-8 Групповые сообщения

Групповое сообщение СоставляющиеFNo Обозначение FNo Обозначение

00161 Failure I Supervision(Контроль измеряемых величин без привязки к функциям защиты)

00571005720026500266

Fail. Isym 1Fail. Isym 2FailPh.Seq I S1FailPh.Seq I S2

00160 Alarm Sum Event(Повреждения или ошибки конфигурирования без привязки к функциям защиты)

001610006800177001930019800199

Fail I Superv.Clock SyncErrorFail BatteryAlarm NO calibrErr. Module BErr. Module C

Failure measured values(Неправильная конфигурация или ошибки при измерении величин с блокированием всех функций защиты)

00181001900018300192

Error A/D-conv.Error Board 0Error Board 1Error1A/5Awrong

00140 Error Sum Alarm(Проблемы, которые могут привести к частичной или полной блокировке функций защиты)

00161001910026400267

Fail I Superv.Error OffsetFail: RTD-Box 1Fail: RTD-Box 2



2.13.1.7 Ошибки при введении уставок

Если уставка конфигурации и параметры функции вводится в соответствии с номерoм заказа, то можно избежать появления конфликтующих уставок. Тем не менее, изменения уставок, выполняемые при привязке бинарных воход и выходов, или при привязке измерительных трансформаторов, могут привести к несообразным и опасным действиям функций защиты и поддержки.

Устройство 7UT612 проверяет уставки на несоответствие и выдает соответствующую информацию. Например, ограничивающая защита от замыканий на землю не может быть использована, если ни одному из измерительных входов не подводится ток нейтрали, протекающий между нейтралью защищаемого объекта и заземляющим электродом.

Сообщения о несоответствиях выводятся как рабочие и самопроизвольные сообщения. В таблице 3-10 (подраздел 3.3.4, стр. 275) приведен список сообщений.


Чувствительность контроля замеров может быть изменена. В большинстве случаев устанавливаются величины, полученные экспериментальным путем. Если возможен экстремально большой рабочий небаланс токов и/или напряжений, или, если при работе, функции контроля самопроизвольно активизируются, то чувствительность соответствующих параметров должна быть уменьшена.

Контроль измеряемых величин

Функция контроля симметрии может быть ON (ВКЛЮЧЕНА) или OFF (ОТКЛЮЧЕНА) по адресу 8101 BALANCE I (БАЛАНС ТОКОВ).

По адресу 8102 PHASE ROTATION (ЧЕРЕДОВАНИЕ ФАЗ) функция контроля чередования фаз тока может быть ON (ВКЛЮЧЕНА) или OFF (ОТКЛЮЧЕНА).

Уставкой по адресу 8111 BAL. I LIMIT S1 (БАЛАНС I ПРЕДЕЛ. СТОРОНЫ 1) определяется пороговая величина по току для стороны 1, выше которой функция контроля будет работать (см. Рис. 2-86). Уставкой по адресу 8112 BAL. FACT. I S1 (БАЛАНС. КОЭФФИЦИЕНТ I СТОРОНЫ 1) определяется соответствующий балансовый коэффициент, т.е.градиент балансовой характеристики (Рис. 2-86).

Уставкой по адресу 8121 BAL. I LIMIT S2 (БАЛАНС I ПРЕДЕЛ. СТОРОНЫ 2) определяется пороговая величина по току для стороны 2, выше которой функция контроля будет работать (см. Рис. 2-86). Уставкой по адресу 8122 BAL. FACT. I S2 (БАЛАНС. КОЭФФИЦИЕНТ I СТОРОНЫ 2) определяется соответствующий балансовый коэффициент, т.е.градиент балансовой характеристики (Рис. 2-86).

Контроль цепей отключения

При конфигурировании уставки по адресу 182 Trip Cir. Sup. (Контроль цепей отключения) (подраздел 2.1.1), было установлено количаство бинарных входов на цепь отключения. Если функция контроля цепей отключения вообще



не будет использоваться, то вводится уставка Disabled (Отключено). Если количество необходимых бинарных входов не соответствует выбранному режиму контроля, то выдается сигнал (“TripC ProgFail” (“Несоответствие программы для функции контроля цепей отключения”)).

Функция контроля цепей отключенияможет быть ON (ВКЛЮЧЕНА) или OFF (ОТКЛЮЧЕНА) по адресу 8201 TRIP Cir. SUP. (КОНТРОЛЬ цепей ОТКЛЮЧЕНИЯ).




Пояснения

8101 BALANCE I ON (ВКЛЮЧЕН)OFF (ОТКЛЮЧЕН)

OFF Контроль баланса токов

8102 PHASE ROTATION ON (ВКЛЮЧЕН)OFF (ОТКЛЮЧЕН)

OFF Контроль чередования фаз

8111 BAL. I LIMIT S1 0.10..1.00 A 0.50 A Контроль баланса токов стороны 1

8112 BAL. FACT. I S1 0.10..0.90 0.50 Балансовый коэфф. контроля по току стороны 1

8121 BAL. I LIMIT S2 0.10..1.00 A 0.50 A Контроль баланса токов стороны 2

8122 BAL. FACT. I S2 0.10..0.90 0.50 Балансовый коэфф. контроля по току стороны 2


Пояснения

8201 TRIP Cir. SUP. ON (ВКЛЮЧЕН)OFF (ОТКЛЮЧЕН)

OFF Контроль цепей отключения





00161 Fail I Superv. Повреждение: Общий контроль тока

00163 Fail I balance Повреждение: Баланс токов

00571 Fail. Isym 1 Повреждение: Контроль симметрии токов стороны 1

00572 Fail. Isym 2 Повреждение: Контроль симметрии токов стороны 2

00175 Fail Ph. Seq. I Повреждение: Чередование фаз тока

00265 FailPh.Seq I S1 Повреждение: Чередование фаз I стороны 1

00266 FailPh.Seq I S2 Повреждение: Чередование фаз I стороны 2


SysIntErr. Ошибка системного интерфеса

Error FMS1 Ошибка FMS FO 1

Error FMS2 Ошибка FMS FO 2

00110 Event Lost Потеря события

00113 Flag Lost Потеря флага

00140 Error Sum Alarm Ошибка при суммарном сообщении

00181 Error A/D-conv. Ошибка: АЦП

00190 Error Board 0 Ошибка печатной платы 0

00183 Error Board 1 Ошибка печатной платы 1

00192 Error1A/5Awrong Ошибка: Перемычка 1A/5A не соответствует уставке

00191 Error Offset Ошибка: Несовпадение

00264 Fail: RTD-Box 1 Повреждение: RTD-Box 1

00267 Fail: RTD-Box 2 Повреждение: RTD-Box 2

00160 Alarm Sum Event Сигнал суммарн. события

00193 Alarm NO calibr Сигнал: Нет доступных данных калибровки

00177 Fail Battery Повреждение: Батарея разряжается

00068 Clock SyncError Ошибка синхронизации часов

00198 Err. Module B Ошибка: Модуль связи B

00199 Err. Module C Ошибка: Модуль связи C




06851 >BLOCK TripC >БЛОКИРОВАНИЕ контроля цепей отключения

06852 >TripC trip rel >Контроль цепей отключения: откл. реле

06853 >TripC brk rel. >Контроль цепей отключения: реле выключателя

06861 TripC OFF Контроль цепей отключения ОТКЛЮЧЕН

06862 TripC BLOCKED Контроль цепей отключения ЗАБЛОКИРОВАН

06863 TripC ACTIVE Контроль цепей отключения в РАБОТЕ

06864 TripC ProgFail Бинарный вход для блокирования цепей отключения не установлен

06865 FAIL: Trip cir. Повреждение цепи отключения

2.14 Функциональный контроль



Функциональным контролем называется контролирующий центр терминала. Он координирует состояния защиты и промежуточных функций, обрабатывает их запросы и информацию, поступающую от энергосистемы, к этому относятся:

• обработка статуса выключателя,

• определение повреждения/логика срабатывания,

• логика отключения.

2.14.1 Логика определения повреждения устройства

Общее срабатывание

Логика определения повреждений комбинирует сигналы срабатывания от всех функций защиты. Сигналы на срабатывание, объединенные логической функцией ИЛИ, приводят к общему срабатыванию устройства. При этом выдается сигнал “Relay PICKUP” (“Стабатывание реле”). Если после этого ни одна из защитных функций не срабатывает, то сигнал “Relay PICKUP” исчезает (сигнал: “Going” (“Прохождение”)).

Общее срабатывание является предварительным условием для некоторых внеших и внутренних последующих функций. Среди этих функций, контролируемых общим срабатыванием:

• Пуск логики повреждения: Все сигналы повреждения вводятся в логику отключения с начала общего срабатывания до его возврата.

• Инициализация записи повреждений: Запись и хранение повреждений могут быть дополнительным условием наличия команды на отключение.

• Выдача непроизвольных сигналов: Некоторые сигналы о повреждениях могут быть выданы на дисплей в виде, так называемых, непроизвольных сигналов (см. “Самопроиз-вольные сообщения” ниже). Их выдача на дисплей может быть дополнительным условием наличия команды на отключение.

Внешние функции могут контролироваться через выходной контакт. Примеры:

• Другие дополнительные или схожие с ними устройства.

Самопроиз-вольные сообщения

Непроизвольными сигналами называются сигналы, которые выводятся на экран автоматически, после общего срабатывания терминала или после выдачи команды на отключение. Для терминала 7UT612 это следующие сигналы:

• “Relay PICKUP”: срабатывание любой функции защиты с индикацией фазы;

• “Relay TRIP”: отлючение от любой функции защиты;

• “PU Time”: время работы от общего срабатывания до возврата устройства, в мс;

• “TRIP Time”: время работы от общего срабатывания до первой команды на отключение, в мс.



Имейте ввиду, что защита от перегрузки не имеет срабатывания, сопоставимого со срабатываниями остальных функций защиты. Общее время срабатывания устройства запускается при сигнале на отключение, который запускает протокол отключений.

2.14.2 Логика отключения устройства

Общее отключение

Все сигналы на отключение от функций защиты объединяются логической функцией ИЛИ и обеспечивают выдачу сигнала “Relay TRIP“ (“ОТКЛЮЧЕНИЕ реле”). Он поступает либо на светодиод, либо на выходное реле, как отдельная команда на отключение. Он подходит в качестве общей информации о отключении и для выдачи команд на отключение выключателю.

Завершение команды на отключение

Когда активизируется команда на отключение, она сохраняется отдельно для каждой защитной функции (Рис. 2-91). В тоже время, для поддержания посылки команды выключателю, если функция, отдавшая команду вернется слишком быстро, запускается минимальная длительность команды на отключение TMin TRIP CMD (МИНИМАЛЬНАЯ ДЛИТЕЛЬНОСТЬ КОМАНДЫ НА ОТКЛЮЧЕНИЕ). Команды на отключение не могут завершиться до тех пор, пока не вернется последняя защитная функция (ни одна из функций не активизирована) И пока не истечет минимальная выдержка времени команды на отключение.

Дополнительным условием завершения команды на отключение является получение сигнала о том, что выключатель отключен. Ток, протекающий через отключенный выключатель, должен упасть ниже величины, которая соответствует величине уставки Breaker S1 I> (Выключатель СТОРОНЫ 1 I>) (адрес 283 для стороны 1), или Breaker S2 I> (Выключатель СТОРОНЫ 2 I>) (адрес 284 для стороны 2), см. “Положение выключателя” в подразделе 2.1.2, стр. 79) плюс 10 % от тока повреждения.

Рисунок 2-91 Хранение и завершение команды на отключение

Блокировка повторного включения

При отключении выключателя функцией защиты, повторное включение от руки должно быть заблокировано, пока не буде найдена причина действия защитной функции.

Используя функции логики, определяемой пользователем, (CFC) можно создать функцию блокирования автоматического повторного включения. Уставка по умолчанию терминала 7UT612 обеспечивает предварительно определенную логику CFC, которая сохраняет команду на отключение от устройства до тех пор,

CB open

T

S

R

Q

&

Trip commands(от функций

&защиты)

Relay TRIP

TMin TRIP CMD 280

FNo 00511



пока команда не будет сквитирована вручную. Блоки логики CFC проиллюстрированы в Приложении A.5, под заголовком “Предварительная конфигурация CFC-листов” (стр. 354). Кроме того, встроенный выход “G-TRP Quit” (“Выход G-Отключение”) должен быть привязан к выходным реле отключения.

Квитирование осуществляется через бинарный вход “>QuitG-TRP” (“>ВыходG-Отключение”). При конфигурации по умолчанию, для квитирования сохраненной команды на отключение нажмите клавишу F4 на лицевой панели устройства.

Если функция блокирования повторного включения не требуется, то удалите привязку между внутренней одноточечной индикацией “G-TRP Quit” (“Выход G-Отключение”) и источником “CFC” в матрице конфигурирования.

“Нет отключения - нет флажка”

Хранение сигналов для светодидов и возможность выдачи непроизвольных сигналов могут быть выполнены зависимыми от посылки терминалом команды на отключение. Информация о возникновении повреждения не выдается, если одна или несколько защитных функций сработали, но отключения не произошло, поскольку повреждение было ликвидировано другим устройством (например, на смежной линии). Таким образом, информация ограничивается информацией о повреждениях на своей линии (так называемая функция “нет отключения - нет флажка”).

На Рис. 2-92 приведена логическая схема данной функции.

Рисунок 2-92 Логическая схема функции “нет отключениия – нет флажка” (сигналы, зависящие от команд)

Статистика работы выключателя

Устройство 7UT612 ведет подсчет инициированных им отключений.

Кроме того, ток отключенный для каждого полюса и каждого измерительного трансформатора, обрабытывается, суммируется и хранится в памяти.

Значения этих подсчитанных величин защищены в случае исчезновения промежуточного напряжения. Они могут быть установлены в ноль или иметь любое другое значение. Для получения более подробной информации см. Руководство по эксплуатации системы SIPROTEC® 4, заказ no. E50417–H1176–C151.

&Device TRIP

“1“

Device dropoff

Reset LED and spontaneous displays

FltDisp.LED/LCD7110

Target on PU

Target on TRIP




Параметры логики отключения устройства и выключателя уже были введены в соответствии с подразделом 2.1.2.

Уставка по адресу 7110 FltDisp.LED/LCD (Выдача повреждений на светодиодах/ЖКД) определяет, как сохраняются сигналы на светодиодах и непроизвольные сигналы, появляющиеся на экране после возникновения повреждения: при любом срабатывании защитной функции (Target on PU (Сохранение при СРАБАТЫВАНИИ)) или только после выдачи команды на отключение (Target on TRIP (Сохранение при ОТКЛЮЧЕНИИ)).




Пояснения

7110 FltDisp.LED/LCD Display Targets on every Pickup (Сохранение при любом срабатывании)Display Targets on TRIP only (Сохранение только при ОТКЛЮЧЕНИИ)

Display Targets on every Pickup

Выдача повреждений на светодиодах/ЖКД


00003 >Time Synch >Синхронизация встроенных часов реального времени

00005 >Reset LED >Сброс светодиода

00060 Reset LED Сброс светодиода

00015 >Test mode >Режим тестирования

Test mode Режим тестирования

00016 >DataStop >Остановка передачи данных

DataStop Остановка передачи данных

UnlockDT Разблокирование передачи данных через бинарный вход

>Light on >Подсветка включена



00051 Device OK Устройство в работе

00052 ProtActive Хотя бы 1 функция защиты находится в работе

00055 Reset Device Сброс терминала

00056 Initial Start Внутренний пуск устройства

00067 Resume Резюме

00069 DayLightSavTime Экономичный режим

SynchClock Синхронизация часов

00070 Settings Calc. Идет расчет уставок

00071 Settings Check Проверка уставок

00072 Level-2 change Изменение 2-го уровня

00109 Frequ. o.o.r. Частота находится вне диапазона

00125 Chatter ON ВКЛЮЧЕНА блокировка дребезга контактов

HWTestMod Режим тестирования аппаратного обеспечения




2.15 Вспомогательные функции

К вспомогательным функциям терминала 7UT612 относятся:

• обработка сообщений,

• обработка оперативных замеряемых величин,

• хранение данных регистрации неисправностей.

2.15.1 Обработка сообщений

2.15.1.1 Общие положения

Для детального рассмотерния повреждений, необходима информация, вне зависимости от реакции терминала и измеряемых величин, после повреждения в энергосистеме. С этой целью терминал обеспечивает обработку информации тройным способом:

Индикаторы (светодиоды) и бинарные выходы (выходные реле)

На светодиоды на передней панели устройства выдаются сигналы о важных событиях и состояниях. Кроме того, терминал имеет выходные реле для удаленной индикации. Большинство сигналов может быть рассортировано, т.е. их направление может быть изменено с помощью уставок, введенных при доставке. Процедура детально описывается в Руководстве по эксплуатации системы SIPROTEC® 4, заказ no. E50417–H1176–C151. Предварительные уставки приводятся в подразделе A.5 в Приложении.

Выходные реле и светодиоды могут работать в режимах с наличием и отсутствием блокировки (устанавливается индивидуально).

Режим с наличием блокировки защищен при потере напряжения питания. Режим переустанавливается:

− местным ключем сброса светодиодов на лицевой панели устройства,

− бинарным входом,

− одним из последовательных интерфейсов,

− автоматически при обнаружении нового повреждения.

Сообщения условий не могут быть заблокированы. Также их нельзя сбросить до тех пор, пока не исчезнет соответствующее условие. Это используется сигналами управляющих функций.

Зеленый светодиод означает, что терминал находится в работе (“RUN”); его нельзя сбросить. Он пререстает гореть, если самоконтроль микропроцессора распознает внутерннее повреждение или, если пропадет напряжение питания.

В случае, если обнаружено внутреннее повреждение терминала, но напряжение питания присутствует, загорается красный светодиод (“ERROR”) и терминал блокируется.



Бинарные входы, выходы и светодиоды устройства SIPROTEC®4 могут быть проверены при использовании программы DIGSI® 4. Эта функция используется для проверки подведения проводов от терминала к электроустановке при наладке (см. подраздел 3.3.3).

Вывод информации на встроенный экран (ЖКД) или на экран ПК

Информацию о событиях и состояниях можно получить с жидкокристаллического дисплея (ЖКД) на лицевой панели терминал. Также для предоставления информации к терминалу через фронтальный интерфейс или сервисный интерфейс может быть подключен ПК.

При нормальной работе, т.е. пока не произойдет повреждения в эергосистеме, ЖКД может предоставлять выбранную оперативную информацию (обзор оперативных замеряемых величин). В случае повреждения в энергосистеме, выдается информация о повреждении, так называемые непроизвольные сигналы. После ликвидации повреждения и квитирования сообщений о повреждении, на экран снова выводится информация о нормальной работе терминала. Квитирование аналогично сбросу свтодиодов (см. выше).

Кроме того, устройство имеет несколько буфферов событий для оперативных сигналов, статистики переключений и т.п. информации, которая сохраняется при потере напряжения питания с помощью буфферной батареи. Эти сигналы могут в любой момент быть выданы с помощью клавиатуры на ЖКД или переданы на экран ПК, с помощью последовательного интерфейса или интерфеса ПК. Поиск событий/сигналов при работе детально описывется в Руководстве по эксплуатации системы SIPROTEC® 4, заказ no. E50417–H1176–C151.

При работе на ПК с программой DIGSI® 4, также можно опрашивать терминал и выдавать на экран информацию о событиях в режиме диалога. Данные можно сохранять или распечатывать для последующего изучения.

Передача информации в центр управления

Если терминал имеет последовательный системный интерфейс, то сохраненная информация, через данный интерфейс, может быть передана в систему центрального контроля и управления. Для передачи этой информации необходимы некоторые протоколы передачи.

Проверку правильности передачи информации можно выполнить с помощью программы DIGSI® 4.

На информацию, передаваемую в центр управления, могут оказывать влияние работа устройства или его тестирование. Поэтому, IEC протокол 60870–5–103 позволяет добавлять комментарий “режим тестирования” ко всем сообщениям и измеряемым величинам, передаваемым в центр управления. Таким образом, можно определить, что полученное сообщение вызвано тестированием, а не реальным повреждением в энергосистеме. В противом случае, передачу сообщений системному интерфейсу при проведении тестов придется прекратить (“блокирование передачи”).

Для влияния на информацию, передаваемую через системный интерфейс, в режиме тестирования (“режим тестирования” и “блокирование передачи”) требуется логика CFC. Уставки по умолчанию уже включают данную логику (см. Приложение A.5, под заголовком “Предварительная конфигурация CFC-листов”, стр. 354).

Для получения информации о включении и отключении режима тестирования см. Руководство по эксплуатации системы SIPROTEC® 4, заказ no E50417–H1176–C151.



Ñòðóêòóðà ñîîáùåíèé

Существуют следующие категори сообщений:

• Протокол событий: сообщения, генерируемые, когда устройство находится в работе: они сдержат информацию о состоянии функций устройства, измеряемых данных, системных данных и т.п.

• Протокол отключений: сообщения последних 8 повреждений в энергосистеме, которые обрабатывались устройством.

• Статистика переключений: сообщения, включающие в себя информацию о командах управления выключателем, инициированных терминалом, а так же величины токов прерывания и аккумулированные токи повреждения.

Полный список всех сообщений и выходных функций, генерируемых устройством, при максимальном списке функций можно найти в Приложении. Все функции имеют информационный номер (FNo). Также в Приложении даны объеснения о том, куда могут быть посланы эти сообщения. Списки сообщений приведены для устройства SIPROTEC® 4 с максимальным количеством функций. Если функция отсутствует в специальной версии устройства, или, если при конфигурировании она была установлена как “Disabled” (не доступная), то связанные с ней сообщения появиться не могут.

2.15.1.2 Протокол событий (рабочие сообщения)

Рабочие сообщения содержат информацию о состоянии работы, которую устройство генерирует во время функционирования. В хронологическом отчете устройства хранится до 200 рабочих сообщений. При переполнении емкости памяти новое генерируемое сообщение добавляется, затирая наиболее старое сообщение.

Рабочие сообщения появляются автоматически и их можно считать с дисплея устройства или с экрана ПК в любое время. Повреждения в энергосистеме сигнализируются как “Network Fault” (“Повреждение в энергосистеме”) и номером повреждения. Сообщения о повреждениях содержат детальную информацию о поведении энергосистемы при повреждении, см. подраздел 2.15.1.3.

2.15.1.3 Протокол отключений (сообщения о повреждениях)

При возникновении повреждения в энергосистеме можно получить важную информацию, например, о срабатывании и отключении. Время возникновения короткого замыкания определяется часами системы. Информация о развитии повреждения выдается относительно времени определения повреждения (первого срабатывания функции защиты), таким образом, можно получить время длительности повреждения до его отключения и сброса команды на отключение. Разложение информации времени составляет 1мс.

Повреждение в энергосистеме начинается с его распознавания, т.е. при первом срабатывании любой из функций защиты, и заканчивается при сбросе



распознавания повреждения, т.е. после возврата последней из функций защиты, или по истечению времени запроса АПВ, таким образом сохраняются несколько неудачных попыток АПВ. Кроме того, повреждение в системе может состоять из нескольких индивидуальных повреждений (начиная с определения повреждения и заканчивая возвратом).

Самопроиз-вольные сообщения

После повреждения устройство автоматически, без каких-либо действий оператора, выводит на ЖКД наиболее важные данные о повреждении, начиная с общего срабатывания устройства в соответствии с Рис. 2-93.

Рисунок 2-93 Отражение самопроизвольных сообщений на экране

Восстановленные сообщения

Сообщения последних восьми повреждений в энергосистеме могут быть восстановлены. В общем, может быть записано до 600 индикаций. Наиболее старые сообщения затираются новыми при переполнении буффера.

2.15.1.4 Самопроизвольные сообщения

Самопроизвольные сообщения содержат информацию о новых входящих сообщениях. Каждое новое входящее сообщение появляется немедленно, т.е. пользователю не надо ждать обновления. Это может быть полезно при работе устройства, его тестировании или наладке.

Самопроизвольные сообщения можно считать с помощью программы DIGSI® 4. Для получения более полной информации см. Руководство пользователя системы SIPROTEC® 4 (заказ no. E50417–H1176–C151).

2.15.1.5 Общий опрос

Состояние устройства SIPROTEC® может быть проверено с помощью программы DIGSI® 4 при просмотре сообщений “General Interrogation” (“Общего опроса”). Все сообщения, которые необходимы для общего опроса приводятся с реальными величинами или состояниями.

Сработавшая функция защиты, например, дифф. защита с информацией о фазе; Функция защиты, от которой произошло отключение, например дифф. защита;Время от сраб. до возврата; Время от срабатывания до первой команды на отключение от функции защиты.

Diff Pickup L1E

Diff Trip

PU Time 93 msTRIP Time 0 ms



2.15.1.6 Статистика переключений

В сообщениях статистики переключений ведется подсчет токов прерывания для каждого из полюсов выключателя, количества команд управления, выданных терминалом для выключателя. Токи прерывания являются первичными величинами.

Статистику переключений можно посмотреть с помощью ЖКД терминала или ПК с программой DIGSI® 4, подключенного к рабочему или сервисному интерфейсу.

Счетчики и памяти статистики сохраняются устройством. Информация не будет потеряна в случае потери напряжения питания. Однако, счетчики можно сбросить в ноль или любую другую величину в установленном диапазоне.

Для считывания данных счетчика и сохраненных величин введение пароля не требуется, он понадобится только при изменении или удалении данных. Более полную информацию можно найти в Руководстве по эксплуатации системы SIPROTEC® 4 (заказ no. E50417–H1176–C151).

2.15.2 Измерения при работе

Показ и передача измеряемых величин

Рабочие измеряемые величины определяются на основе системы процессора. Они могут быть считаны с лицевой панели терминала или с ПК с программой DIGSI® 4, подключенного через рабочий интерфейс, или с помощью системного интерфейса они могут быть переданы на центральную управляющую подстанцию (при необходимости).

Правильный вывод первичных величин и величин в процентах зависит от полного и правильного ввода номинальных величин измерительных трансформаторов и энергосистемы в соответствии с подразделом 2.1.2. В таблице 2-9 приведен список рабочих измеряемых величин. В зависимости от номера заказа терминала, типа соединения и сконфигурированных функций защиты, будет доступна только часть из приведенных величин.

Для выдачи измеряемого напряжения “Umeas” (“замер U”), оно должно быть подведено к одному из входов по току I7 или I8 через внешний последовательный резистор. С помощью логики CFC (CFC блок “Ноль_при наличии напряжения”) отношение тока к напряжению может быть опеделено и выдано в качестве “Umeas” (“замер U”). Эта процедура описана в руководстве по CFC.

Аппаратная мощность “S” (без подведения напряжения) не является измеряемой величиной, она рассчитывается на основе номинального напряжения защищаемого объекта и реально протекающего тока стороны 1:

при трехфазном применении или S = для однофазных трансформаторов. Однако, если

используются замеры напряжения, описанные в предыдущем параграфе, то для расчета аппаратной мощности используются эти замеры.

Фазные углы приведены в таблице 2-10, Измеряемые термические величины приведены в таблице 2-11. Последние будут доступны только в том случае, если защита от перегрузки будет включена (Enabled). Какие измеряемые величины

S UN

3------ IL1S1 IL2S1 IL3S1+ +( )⋅=

UN

2----- IL1S1 IL3S1+( )⋅



будут доступны пользователю так же зависит от выбранного метода для защиты от перегрузки и возможно от количества температурных датчиков подключенных к устройству через термический преобразователь.

Расчет рабочих измеряемых величин так же проводится при возникновении повреждения в системе в интервале приблизительно равном 0,6 с.

Относительные величины получаются на базе номинальных величин защищаемого объекта (см. примечания к таблицам), увеличение температуры соотносится с увеличением температуры при отключении. Фазные углы и градусы температуры не имеют базовых величин. Термические величины соотносятся с температурой отключения. Для дальнейшей обработки этих величин CFC логикой или при передаче через последовательные интерфейсы необходимы безразмерные значения, поэтому базовые величины определяются произвольно. Они приводятся в таблицах 2-10 и 2-11 в столбце “%–преобразование”.

Таблица 2-9 Рабочие измеряемые величины (амплитуды первичные, вторичные и в процентах)

Измеряемые величины первичн. вторичн. в % относительноIL1S1, IL2S1, IL3S1 3) Фазные токи стороны 1 A; кА A Рабочий номинальный ток 1)

3I0S1 3) Ток НП стороны 1 A; кА A Рабочий номинальный ток 1)

I1S1, I2S1 3) Составляющие тока ПП и ОП стороны 1

A; кА A Рабочий номинальный ток 1)

IL1S2, IL2S2, IL3S2 3) Фазные токи стороны 2 A; кА A Рабочий номинальный ток 1)

3I0S2 3) Ток НП стороны 2 A; кА A Рабочий номинальный ток 1)

I1S2, I2S2 3) Составляющие тока ПП и ОП стороны 2

A; кА A Рабочий номинальный ток 1)

I7 3) Ток на входе по току I7 A; кА A Рабочий номинальный ток 1)

I1 ... I7 4) Токи на входах по току A; кА A Рабочий номинальный ток 1)

I8 Ток на входе по току I8 A мА Рабочий номинальный ток 1) 2)

Umeas 5) Напряжение на входе I7 или I8 В; кВ; МВ — —

S 6) Аппаратная мощность кВА; МВА; ГВА

— —

f Частота Гц Гц Номинальная частота 1) для трансформаторов в соотв. с адресами 240, 243, и 249 (см. подразд. 2.1.2) IN = SN/(√3·UN) или IN = SN/UN (1-фазн.)для генераторов/двигателей/реакторов в соотв. с адресами 251 и 252 (см. подраздел 2.1.2) IN = SN/(√3·UN); для шин и линий в соотв. с адресами 265 (см. подраздел 2.1.2)

2) при учете коэффициента по адресу 235 Factor I8 (см. подраздел 2.1.2) 3) только для трехфазных объектов 4) только для однофазной защиты шин 5) при конфигурировании и подготовке в CFC 6) расчитывается на основе фазных токов и номинального напряжения или измеренного напряжения Umeas



Величины дифферен-циальной защиты

Дифференциальные и тормозные величины дифференциальной защиты и ограниченной защиты от замыканий на землю приводятся в таблице 2-12.

Таблица 2-10Рабочие измеряемые величины (фазные отношения)

Измеряемые величины Размер-ность

%–преобразов. 5)

ϕ IL1S1, ϕ IL2S1, ϕ IL3S1 3) Фазный угол тока стороны 1, относительно IL1S1

° 0° = 0 % 360° = 100 %

ϕ IL1S2, ϕ IL2S2, ϕ IL3S2 3) Фазный угол тока стороны 2, относительно IL1S1

° 0° = 0 % 360° = 100 %

ϕ I1 ... ϕ I7 4) Фазный угол тока на входах по току, относительно I1

° 0° = 0 % 360° = 100 %

ϕ I7 3) Фазный угол тока на входе по току I7, относительно I1

° 0° = 0 % 360° = 100 %

3) только для трехфазных объектов 4) только для однофазной защиты шин

5) только для CFC и послед. инт-ов

Таблица 2-11Термические величины

Измеряемые величины Размер % преобразов. 5)

ΘL1/Θtrip, ΘL2/Θtrip, ΘL3/Θtrip 1) Температура по каждой фазе, относительно величины отключения

%

Θ/Θtrip 1) Результир. термич. величина, относительно величины отключения

%

Ag.Rate 2) 3) Относит. скорость старения p.u.

ResWARN 2) 3) Запас по нагрузке относит. предупрежд. о кипении (ступень 1)

%

ResALARM 2) 3) Запас по нагрузке относит. аврийн. предупрежд. о кипении (ступень 2)

%

Θleg1,Θleg2, Θleg3 2) 3) Температура кипения по каждой фазе °C или °F 0 °C = 0 % 500 °C = 100 % 0 °F = 0 % 1000 °F = 100 %

ΘRTD1 ... ΘRTD12 3) Температура датчиков температуры с 1 по 12 °C или °F

1) только для защиты от перегрузки с термической характеристикой (IEC 60255–8): адрес 143 Therm.O/L CHR. = classical (ЗАЩИТА ОТ ТЕРМИЧ. ПЕРЕГ. ХАРАКТЕРИСТИКА = классич.) (подразд. 2.1.1)

2) только для защиты от перегрузки с расчетом точки кипения (IEC 60354): адрес 143 Therm.O/L CHR. = IEC354 (ЗАЩИТА ОТ ТЕРМИЧ. ПЕРЕГ. ХАРАКТЕРИСТИКА = IEC354) (подраздел 2.1.1)

3) только если доступны термодатчики (раздел 2.10)

5) только для CFC и послед. инт-ов



IBS-инструментарий

Инструментарий ввода в действие “IBS-инструментарий” имеет широкий диапазон функций: наладка, визуализация и управление функциями, которые позволяют детально иллюстрировать наиболее важные измеряемые величины. Для этого необходим ПК оборудованный web-browser. Для получения более полной информации см. “Online Help” для IBS-tool. “Online Help” может быть загружена через INTERNET.

Этот инструментарий позволяет иллюстрировать измеряемые величины на всех концах защищаемого объекта при наладке и работе терминала. Токи отражаются в качестве векторных диаграмм, см. Рис. 2-94.

Кроме того положение дифференциальных величин и величин торможения можно посмотреть на характеристике срабатывания.

Таблица 2-12Величины дифференциальной защиты

Измеряемые величины в % относительноIDiffL1, IDiffL2, IDiffL3 Расчитанные дифференциальные токи трех фаз Рабочий номинальный ток 1)

IRestL1, IRest L2, IRest L3 Расчитанные токи торможения трех фаз Рабочий номинальный ток 1)

IDiffEDS Расчитанный дифференциальный ток ограничивающей защиты от замыканий на землю

Рабочий номинальный ток 1)

IRestEDS Расчитанный ток торможения ограничивающей защиты от замыканий на землю

Рабочий номинальный ток 1)

1) для трансформаторов в соотв. с адресами 240, 243, и 249 (см. подразд. 2.1.2) IN = SN/(√3·UN) или IN = SN/UN (1-фазн.)для генераторов/двигателей/реакторов в соотв. с адресами 251 и 252 (см. подраздел 2.1.2) IN = SN/(√3·UN); для шин и линий в соотв. с адресами 265 (см. подраздел 2.1.2)



Рисунок 2-94 Измеряемые величины на сторонах защищаемого объекта — пример для протекающих токов

Определяемые пользователемточки установки

В устройстве SIPROTEC® 7UT612, точки установки могут быть сконфигурированы для измеряемых величин. Если, при работе, величина достигнет одной из этих установленных точек, то генерируется аварийный сигнал, который будет выдан как оперативное сообщение. Что касается всех рабочих сообщений, существует возможность выводить их на светодиоды и/или выходные реле и через последовательные интерфейсы. Точки установки контроллируются системой процессора, поэтому они пододят для целей защиты.

Точки установки могут быть установлены, если их измеряемые величины были сконфигурированы соответственно в логике CFC (см. Руководство по эксплуатации системы SIPROTEC®4, номер заказа E50417–H1176–C151).

Secondary Values

Currents: Side 1 Currents: Side 2

–90°

0° 0°±180° ±180°

+90° +90°

–90°

IL1LS1 = IL2LS1 = IL3LS1 =

1.01 A,0.98 A,0.99 A,

0.0 °240.2 °119.1 °


0.99 A,0.97 A,0.98 A,

177.9 °58.3 °

298.2 °



2.15.3 Запись повреждений

Терминал дифференциальной защиты 7UT612 оборудован функцией записи повреждений. Мгновенные величины замеряемых величин

iL1S1, iL2S1, iL3S1, iL1S2, iL2S2, iL3S2, 3i0S1, 3i0S2, i7, i8, and IDiffL1, IDiffL2, IDiffL3, IRestL1, IRestL2, IRestL3

записываются в интервале 12/3 мс (для частоты 50 Гц) и хранятся в циклическом буффере (12 меток за период). При защите однофазных шин, токи отходящих линий сохраняются вместо фазных токов, а токи нулевой последовательности не используются.

При повреждении в энергосистеме, эти данные хранятся определенный период времени, который может быть установлен (5 с самый длинный период для каждой регистрации неисправностей). Может быть сохранено до 8 повреждений. Общая емкость памяти функции записи повреждений составляет приблизительно 5 с. Буффер функции записи повреждений обновляется при возникновении нового повреждения, поэтому квитирование не обязательно. Кроме как при срабатывании защит, функция записи повреждений может быть инициирована через интегрированную рабочую панель, последовательный оперативный интерфейс и последовательный сервисный интерфейс.

Данные могут быть восстановлены с помощью последовательного интерфейса через ПК и обработаны программой DIGSI® 4 и графо-аналитическим программным обеспечением SIGRA 4. Последнее графически представляет данные, записанные во время повреждения в энергосистеме и рассчитывает дополнительную информацию на основе измеренных величин. Можно выбрать, как представлять величины: в первичных или вторичных величинах. Также представляются двоичные сигнальные проекции (метки) происходящих событий, например, “определение повреждения”, “отключение”.

Если устройство имеет последовательный интерфейс, то данные, записанные при повреждении, через него, могут быть переданы в центральное устройство. Оценка данных выполняется соответствующей программой в центральном устройстве. Измеренные величины соотносятся со своими максимальными значениями, определяется их масштаб по отношению к номинальным величинам, и они подготавливаются к графическому изображению. Кроме того, внутренние события записываются как двоичные проекции (метки), например, “определение повреждения”, “отключение”.

Если возможна передача данных соответствующему устройству, то запрос на передачу данных может быть выполнен автоматически. Он может осуществляться при каждом определении повреждения или только после отключения.


Измеряемые величины

Кроме непосредственно измеряемых величин и измеряемых величин рассчитанных на основе токов и, возможно, напряжений и температур, терминал



7UT612 также может выдавать напряжения и аппаратную мощность, даже если нет доступных входов по напряжению.

Для получения величин напряжения, напряжение должно быть подведено ко входу по току I7 или I8 через внешнее последовательное сопротивление. Кроме того, в CFC необходимо выполнить логику, определяемую пользователем (см. подраздел 2.15.2, под заголовком “Показ и передача измеряемых величин”).

Аппаратная мощность рассчитывается на основе этого напряжения, пропорционального току, или на основе номинального напряжения стороны 1 защищаемого объекта и токов той же стороны. В первом случае, по адресу 7601 POWER CALCUL. (РАСЧЕТ МОЩНОСТИ) введите уставку = with V measur.(на основе измеряемого V), во втором случае with V setting (на основе установленного V).

Осцилло-графирование

Конфигурирование памяти функции записи повреждений выполняется в подменю OSC.FAULT REC. (ОСЦИЛЛОГРАФИРОВАНИЕ) меню SETTINGS (УСТАВКИ).

Делается различие между моментом пуска (т.е.моментом, когда маркировка времени T = 0) и критерием сохранения записи (адрес 401 WAVEFORMTRIGGER (ВКЛЮЧЕНИЕ ОСЦИЛЛОГРАФИРОВАНИЯ)). При уставке Save w. Pickup (Сохранение при срабатывании), момент пуска и критерий сохранения одинаковы: срабатывание любого элемента защиты. Уставка Save w. TRIP (Сохранение при отключении) означает, что срабатывание защитной функции запускает запись повреждения, но запись сохраняется только в том случае, если терминал выдает команду на отключение. Третья уставка по адресу 401 это Start w. TRIP (Запуск при отключении): Команда на отключение, выдаваемая терминалом, является и пусковым моментом записи и критерием ее сохранения.

Осциллограмма включает данные, записанные до времени переключения, и данные, записанные после возврата критерия записи. Вы определяете продолжительность времени до переключения и времени после возврата, включаемых в осцилограмму. Уставки вводятся по адресам 404 PRE. TRIG. TIME (ВРЕМЯ ДО ПЕРЕКЛЮЧЕНИЯ) и 405 POST REC. TIME. (ВРЕМЯ ПОСЛЕ ВОЗВРАТА).

Максимальное время записи вводится по адресу 403 MAX. LENGTH (МАКСИМАЛЬНОЕ ВРЕМЯ). Максимальная величина - 5 с. В целом, может быть сохранено до 8 записей повреждений. Однако общая длительность всех записей повреждений в буффере не должна превышать 5 секунд. При переполнении емкости буффера, информация о новом повреждении затирает информацию о наиболее старом повреждении.

Осциллограмма может быть переключена и сохранена с использованием бинарного входа или оперативного интерфейса подключенного к ПК. Триггер динамический. Длина записи повреждения устанвливается по адресу 406 BinIn CAPT.TIME (ВРЕМЯ ЗАПИСИ с помощью бинарного входа) (однако, максимальной длинной является уставка по адресу 403). Времена до и после повреждения, вводимые по адресам 404 и 405, включаются в запись. Если уставка по адресу 406 установлена в “∞”, то длина записи равна времени активизации бинарного входа (статика), или уставке MAX. LENGTH (МАКСИМАЛЬНОЕ ВРЕМЯ) по адресу 403, которая меньше времени активизации.





Осциллогра-фирование


Статистика


Пояснения

7601 POWER CALCUL. with V setting (на основе установленного V)with V measuring (на основе измеряемого V)

with V setting Расчет мощности


Пояснения

401 WAVEFORMTRIG-GER

Save with Pickup (Сохранение при сраб.)Save with TRIP (Сохранение при откл.)Start with TRIP (Запуск при отключении)

Save with Pickup Сохранение осциллограм

403 MAX. LENGTH 0.30..4.00 sec 1.00 sec Максимальная длительность осциллограммы

404 PRE. TRIG. TIME 0.05..0.50 sec 0.10 sec Время записи до переключения при возникновении повреждения

405 POST REC. TIME 0.05..0.50 sec 0.10 sec Время записи после события

406 BinIn CAPT.TIME 0.10..5.00 sec; ∞ 0.50 sec Время записи через бин. вход


00409 >BLOCK Op Count >БЛОКИРОВАНИЕ оперативного тока




01020 Op.Hours= Счетчик часов работы

01000 # TRIPs= Количество команд на ОТКЛЮЧЕНИЕ выключателя

30607 ΣIL1S1: Аккумулирование тока прерывания L1 S1






30620 ΣI1: Аккумулирование тока прерывания I1









00721 IL1S1= Рабочий измеряемый ток IL1 стороны 1



30640 3I0S1= 3I0 (НП) стороны 1

30641 I1S1= I1 (ПП) стороны 1

30642 I2S1= I2 (ОП) стороны 1




30643 3I0S2= 3I0 (НП) стороны 2

30644 I1S2= I1 (ПП) стороны 2

30645 I2S2= I2 (ОП) стороны 2

30646 I1= Рабочий измеряемый ток I1






Термические величины





07740 ϕIL1S1= Фазный угол тока IL1 стороны 1






30633 ϕI1= Фазный угол тока I1







30656 Umeas.= Рабочее измеряемое напряжение Umeas.

00645 S = S (аппаратная мощность)

00644 Freq= Частота



00801 Θ /Θtrip = Увеличение темп. для вылачи сигнала и команды на откл.

00802 Θ /ΘtripL1= Увеличение температуры в фазе L1



01060 Θ leg 1= Температура кипения ноги 1



01063 Ag.Rate= Скорость старения

01066 ResWARN= Реверсивная нагрузка уровня выдачи сигнала

01067 ResALARM= Реверсивная нагрузка уровня выдачи аварийного сигнала

01068 Θ RTD 1 = Температура RTD 1



Дифферен-циальная защита

Точки установки










01077 Θ RTD10 = Температура RTD10





07742 IDiffL1= IдиффL1(I/Iноминальный объекта [%])



07745 IRestL1= IтормL1(I/Iноминальный объекта [%])



30654 IdiffREF= Iдифф REF (I/Iноминальный объекта [%])

30655 IrestREF= Iторм REF (I/Iноминальный объекта [%])


00272 SP. Op Hours> Часы работы установочной точки


00004 >Trig.Wave.Cap. >Включение осциллографирования

00203 Wave. deleted Осциллограмма удалена

FltRecSta Запуск осциллографирования



Измерение импульсов

если выполнено конфигурирование (CFC)


00888 Wp(puls) Импульсная энергия Wp (активная)

00889 Wq(puls) Импульсная энергия Wq (реактивная)



2.16 Обработка команд

Общие положения В добавление к защитным функциям терминалом SIPROTEC® 7UT612 интегрируется управляющая команда для координации работы выключателей и другого оборудования в энергосистеме. Управляющие команды могут выдаваться из четырех источников:

− Местное управление с использованием клавиатуры на лицевой панели устройства,

− Местное или дистанционное управление с использованием программы DIGSI®,

− Дистанционное управление через системный (SCADA) интерфейс (т.е. SI-CAM),

− Автоматические функции (т.е. с использованием бинарных входов, CFC).

Количество контролируемых переключающих устройств ограничивается количеством доступных бинарных входов и выходов. Для вывода команды управления необходимо убедиться в том, что все требуемые бинарные входы и выходы сконфигурированиы и имеют правильные свойства.

Если для выполнения команд необходимы специфические условия блокировки, пользователь может запрограммировать устройство посредством логических функций (CFC).

Конфигурирование бинарных входов и выходов, подготовка логических функций, определяемых пользователем, и операции, проводимые при переключениях, описываются в Руководстве пользователя системы SIPROTEC® 4, заказ no. E50417–H1176–C151.

2.16.1 Типы команд

Существуют следующие типы команд.

Команды управления

Эти команды оперируют бинарными выходами и изменяют статус энергосистемы:

• Команды для работы с выключателем (без контроля синхронизации), команды для управления разъединителями и заземляющими ножами,

• Пошаговые команды, т.е. команды для управления РПН трансформатора,

• Команды с конфигурируемыми уставками по времени (катушки Петерсона).

Внутренние / псевдо команды

Эти команды напрямую не оперируют бинарными выходами. Они служат для инициировния внутренних функций, симулирования или квитирования изменений состояния.

• Физические вхождения для изменения индикации обратной связи установки, такие как условие статуса, например, в случае когда физическая связь



промежуточных контактов не возможна или повреждена. Процесс физических вхождений записывается и может быть выведен на экран.

• Кроме того, для установления внутренних уставок могут выдаваться команды-метки, такие как переключение режимов (дистанционный/местный), переключение параметров уставки, запрещение передачи данных и измерение счетчика возврата или инициализация.

• Квитирование и сброс команд для установки и переустановки внутренних буфферов.

• Статусные команды для установки / деактивизирования “информационного статуса” информационной величины объекта:

− Управление активацией статуса бинарного входа,

− Блокирование бинарных выходов.

2.16.2 Пошаговое согласование команд

Механизм безопасности согласования команд обспечивает то, что команда может быть реализована, только после успешного завершения полной проверки предварительного критерия. Кроме того, для каждого устройства могут быть сконфигурированны определяемые пользователем условия блокировки. Действительное выполнение команды также контролируется по ее завершению. Это вводимое согласование команд описывается следующим образом:

Проверка согласования

• Ввод команды (например, с использованием клавиатуры на лицевой панели терминала)

− Проверка пароля → разрешение доступа;

− Проверка режима переключения (блокировка активизирована/деактивизирована) → выбор состояния с деактивизированной блокировкой.

• Проверка конфигурируемой пользователем блокировки, которая может быть выбрана для каждой команды

− Режим переключений (местный/дистанционный),

− Контроль направления переключений (целевое состояние = существующее состояние),

− Зона управления/область блокирования (логика использующая CFC),

− Системная блокировка (через SICAM),

− Двойная обработка (блокировка от параллельных операций включения),

− Блокировка защиты (блокировка операций переключения от защитных функций).

• Проверка фиксированных команд



− Контроль времени (время между инициацией команды и ее выполнением может быть проконтролировано),

− Конфигурирование в процессе работы (если изменение уставки находятся в процессе работы, то команды отклоняются или откладываются),

− Нет необходимого оборудования на выходе (если контроллируемое оборудование не подведено к бинарному выходу, команда отклоняется),

− Блокировка выхода (если для выключателя была запрограммирована блокировка выхода, и она активизирована в момент обработки команды, то команда отклоняется),

− Составной сбой аппаратного обеспечения,

− Обработка команды (в определенный момент времени только одна команда может обрабатываться для каждого выключателя или ключа),

− Проверка 1 из n команд (для схем с множественными назначениями и общим потенциальным контактом проверяется, была ли уже инициирована команда для общего выходного контакта).

Контроль выполнения команд

− Прерывание команды в следствии ее оконцания,

− Работа контроллера времени (сигнал обратной связи котроллера времени).

2.16.3 Блокирование

Блокировка обеспечивается логикой, определяемой пользователем (CFC). Проверки блокировок классифицируются SICAM/SIPROTEC®-системой как:

• Системная блокировка, проверяемая системой центрального управления (для промежуточной блокировки)

• Зона управления/область блокирования проверяются в терминале отсека (для блокировки фидеров)

Системная блокировка полагается на системную базу данных в системе центрального управления. Зона управления/секция блокирования полагается на статус выключателя и другие переключающие устройства подведенные к терминалу.

Степень проверок блокировки определяется конфигурацией и логикой блокирования терминала.

Коммутационное устройство, подчиненное блокировке системы в системе центрального управления идентифицируется специальной уставкой в свойствах команды (в матрице направлений).

Для всех команд пользователь может выбрать режим работы с блокировкой (нормальный режим) и без блокировки (тестовый режим):

− для местных команд перепрограммированием уставок с проверкой пароля,

− для автоматических команд с помощью логики CFC,



− для местных/удаленных команд дополнительной командой блокировки через Profibus.

2.16.3.1 Заблокированные/не заблокированные переключения

Проверки команд, которые могут быть выбраны для устройств SIPROTEC® также относятся к “стандартным блокировкам”. Эти проверки могут быть активизированы или деактивизированы с помощью программы DIGSI® 4.

Переключение при деактивизированной блокировке означает, что сконфигурированные условия блокировки игнорируются терминалом.

Переключения при активизированной блокировке означают, что все сконфигурированные условия блокировки проверяются при проверке работы команды. Если условие не может быть удовлетворено, то команда будет отклонена сигналом с добавлением к ней минуса (например, “CO-”), следующего за информацией оперативной реакции. В таблице 2-13 приведены некоторые типы команд и сигналов. Сигналы помеченные *) на экране терминала выводятся в логике событий, в программе DIGSI® 4 они появляются как непроизвольные сигналы.

Знак “плюс” означает подтверждение выполнения команды, другими словами, команда выполнилась, как и ожидалось. Знак “минус” означает отрицательное подтверждение, команда была отклонена. На Рис. 2-95 приведены сигналы относящиеся к выполнению команд и обработке информации, необходимой для успешного оперирования выключателем.

Проверка блокировок может быть запрограммирована отдельно для всех переключающих устройств и знаков, расставленных соответствующей командой. Другие внутренние команды, такие как физический ввод или аварийное прекращение работы не проверяются, т.к. они выводятся на экран вне зависимости от блокировки.

Таблица 2-13Типы команд и сообщений

Тип команды Аббрев. Сообщ.Control issued (Выдача управляющего сигнала)

CO CO+/–

Manual tagging (positive / negative) (Физическая маркировка (положительная/отрицательная))

MT MT+/–

Input blocking (Ввод блокировки) IB IB+/– *)

Output blocking (Вывод блокировки) OB OB+/– *)

Control abortion (Отмена управляющего сигнала)

CA CA+/–



Рисунок 2-95 Пример выдачи сигналов при включении выключателя Q0

Стандартное блокирование

Стандартная блокировка включает проверки для каждого устройства, которое было введено при конфигурировании входов и выходов.

Обзор обработки условий блокировки в терминале приведен на Рис. 2-96.

EVENT LOG ---------------------19.06.99 11:52:05,625Q0 CO+ close

19.06.99 11:52:06,134Q0 FB+ close



.

Рисунок 2-96 Стандартная блокировка

На дисплей выводятся режимы конфигурируемой блокировки. Они отмечаются буквами, см. таблицу 2-14.

Таблица 2-14 Команды блокировки

&

or

or

&Дистанц.

&DIGSI

&

&

&

&

or

Источник команды

Переключение

Блокировка защиты

Не заблокирован

Заблокирован

Выход SCHEDULED=ACT.y/nSystem Interlock. y/nField Interlocking y/nProtection Blockingy/nDouble Oper. Blocky/nSW. Auth. LOCA> y/nSw. Auth. REMOTEy/n

LOCAL

DIGSI

AUTO

Переключение

Режим переключений

Режим переключений

52 Вкл.52 Откл.

Индик. обратн. связи

Вкл./Откл.

Переключение Режим переключений

СобытиеСостояние

устройства =

SCHEDULED=ACT .y/n

&

1) Источник REMOTE включатет в себя SAS. LOCAL Команда от подстанционного контроллера.REMOTE Команда от системы телеконтроля подстанционного контроллера и от подстанционного.

(Местн./Дистанц.)DIGSI

Местн.

or

SAS REMOTE1),

DIGSI

Местный

Дистанционный

командына реле

Местн.

Дистанц.

Вкл./Откл.

Команды блокировки Аббрев. СигналРежим управления L L

Системная блокировка S S



На Рис. 2-97 приведены все условия блокировки (которые обычно появляются на экране терминала) для трех пунктов коммутационных устройств с соответствующими аббревиатурами, приведенными в таблице 2-14. Выдаются все запараметрированные условия блокировки (см. Рис. 2-97).

Рисунок 2-97 Пример сконфигурированных условий блокировки

Логические функции управления, использующие CFC

С помощью логики CFC для зоны контроля/области блокирования может быть запрограммирована логика управления. При специальных условиях выполнения могут понадобится информация типа “реализовано” или “блокировка секции”.

2.16.4 Запись и квитирование команд

Во время обработки команд, не зависимо от дальнейшей обработки информации, команды и информация обратной связи посылаются в центр обработки сигналов. Эти сигналы содержат информацию о причине. Сигналы вводятся в список событий.

Квитирование команд с лицевой панели устройства

Вся информация, относящаяся к командам, которые были выданы с лицевой панели устройства “Выданная команда = Местная”, преобразуется в соответствующий сигнал и выдается на экран терминала.

Зона контроля Z Z

Целевое состояние = существующее состояние (проверка позиции переключателя)

P P

Блокировка от защиты B B

Команды блокировки Аббрев. Сигнал

Q8 Close/Open S – Z P B

Interlocking 01/03--------------------Q0 Close/Open S – Z P BQ1 Close/Open S – Z P B



Квитирование команд в режимах Местный/Дистанционный/Digsi

Сигналы, относящиеся к командам “Выданная команда= Местная/Дистанционная/DIGSI”, отсылаются обратно для инициализации вне зависимости от направления (конфигурация последовательного цифрового интерфейса).

Квитирование команд поэтому не снабжается индикацией реакции, как это сделано с локальной, но обыкновенной зарегистрированной командой и информацией обратной связи.

Контроль информации обратной связи

Обработка команд контролирует их выполнение и синхронизацию информации обратной связи для всех команд. Во время пересылки команд, запускается время контроля (контроля выполнения команд). Это время контролирует, обеспечивается ли работа терминала с требуемым итоговым результатом в течение этого времени. Время контроля останавливается при получении информации обратной связи. Если никакая информация обратной связи не пуступает, то выдается соответсвующий сигнал “Законччилось время контроля команды” и последовательность команд заканчивается.

Команды и информация обратной связи также записываются в список событий. Обычно выполнение команды прекращается при получении информации обратной связи (FB+) с соответствующего переключающего устройства или, в случае команд без обратной связи, возврата пуска команды.

Знак “плюс”, появляющийся в информации обратной связи, означает, что команда была успешно выполнена, другими словами он является положительным подтверждением. Знак “минус” является отрицательным подтверждением и означает, что команда не была выполнена как ожидалось.

Вывод команд и переключающие реле

Типы команд, необходимые для отключения и включения переключающих устройств, или для изменения положения РПН трансформатора описаны в Руководстве пользователя системы SIPROTEC® 4, заказ no. E50417–H1176–C151.



Cntrl Auth Управление режимами

ModeREMOTE МЕСТНЫЙ режим управления

ModeLOCAL ДИСТАНЦИОННЫЙ режим управления


Монтаж и ввод в эксплуатацию 3Эта глава предназначается для квалифицированного эксплуатационного персонала, который выполняет монтаж, тестирование и ввод в эксплуатацию систем защиты и контроля, а также хорошо знаком с правилами техники безопасности и работой энергосистемы.

В данной главе описан монтаж терминала 7UT612. Объясняется согласование аппаратных средств, которое необходимо в отдельных случаях. Также приводится проверка внешних соединений, необходимая перед вводом терминала в работу. Рассматриваются испытания при наладке. Для некоторых испытаний, для обеспечения работы под нагрузкой, необходимо подключение к защищаемому объекту (линии, трансформатору, и т.д.).

3.1 Монтаж и подключение 246

3.2 Проверка присоединений 267

3.3 Ввод в эксплуатацию 272

3.4 Окончательная подготовка устройства 296

3 Монтаж и ввод в эксплуатацию


3.1 Монтаж и подключение

Предварительные условия

Убедитесь, что завершена проверка номинальных величин терминала 7UT612 и соответствующих величин оборудования.

3.1.1 Установка

Утопленный монтаж на панели

Снимите 4 защитные планки, расположенные по углам лицевой панели, Вы получите доступ к 4 сквозным крепежным отверстиям.

Вставьте устройство в вырез панели и закрепите его 4 крепежными болтами. Размеры см. на Рис. 4-13 в разделе 4.15.

Вновь установите 4 защитные планки.

Соедините заземление на задней стенке устройства с защитным заземлением панели. Для заземления устройства используйте по крайней мере один винт М4. Поперечное сечение заземляющего провода должно быть больше или равно поперечному сечению любого другого провода, подсоединенного к устройству. Более того, поперечное сечение должно составлять хотя бы 2.5 мм2.

Выполните подключение с помощью вставных и/или винтовых соединений на заднем клеммнике устройства, в соответствии с электрической монтажной схемой панели. У соединений, при использовании кабельного наконечника или при прямом подключении провода, винты должны быть затянуты так, чтобы головка винта находилась в одной плоскости с наружной кромкой клеммника. Наконечник “под винт” должен быть так сцентрирован в соединительном клеммнике, чтобы наружная резьба винта совпадала с отверстием наконечника. В руководстве пользователя (заказ no. E50417–H1176–C151) содержится

Внимание! Успешная и безопасная эксплуатация данного терминала предусматривает соблюдение надлежащих правил транспортировки, хранения, установки и монтажа, а также соблюдение предупреждений и указаний данного руководства по эксплуатации.

В особенности необходимо соблюдать общие предписания по монтажу и технике безопасности (например, IEC, DIN, VDE, EN или другие национальные или международные предписания). Несоблюдение этих предписаний может привести к смертельному исходу, тяжелым увечьям, значительному материальному ущербу.



информация о размерах проводов, наконечников, радиусах изгиба и т.д. В буклете, прилагаемом к устройству, приводятся примечания по его монтажу.

Рисунок 3-1 Монтаж на панели терминала 7UT612

Монтаж на стойке и монтаж в шкафу

Для установки терминала на стойку, необходимы две монтажные рейки. Номера заказов для монтажных реек приводятся в Приложении A в подразделе A.1.1.

Привентите обе монтажные рейки к уголкам стойки, четырьмя болтами каждую.

Снимите 4 защитные планки по углам лицевой панели, Вы получите доступ к 4 сквозным крепежным отверстиям.

Прикрепите устройство 4 болтами к монтажным рейкам.

Установите защитные планки.

Плотно завинтите все восемь болтов крепления.

Соедините заземление на задней стенке устройства с защитным заземлением панели. Для заземления устройства используйте по крайней мере один винт М4. Поперечное сечение заземляющего провода должно быть больше или равно поперечному сечению любого другого провода, подсоединенного к устройству. Более того, поперечное сечение должно быть не меньше 2.5 мм2.

Выполните подключение с помощью вставных и/или винтовых соединений на заднем клеммнике устройства, в соответствии с электрической монтажной схемой панели. У соединений при использовании кабельного наконечника или при прямом подключении провода, винты должны быть затянуты так, чтобы головка винта

Сквозныеотверстия SIEMENS SIPROTEC

1 2

6

3

+/-0

54

7 8 9

7UT612 RUN ERROR

MENU

ESCLED ENTER

F4

F1

F2

F3

Annunciation

Meas. Val.

MAIN MENU 01/05

Annunciation 1Measurement 2

Trip log



находилась в одной плоскости с наружной кромкой клеммника. Наконечник “под винт” должен быть так сцентрирован в соединительном клеммнике, чтобы наружная резьба винта совпадала с отверстием наконечника. В руководстве пользователя (заказ no. E50417–H1176–C151) содержится информация о размерах проводов, наконечников, радиусах изгиба и т.д. В буклете, прилагаемом к устройству, приводятся примечания по его монтажу.

Рисунок 3-2 Монтаж терминала 7UT612 на стойке или в шкафу

Навесная установка

Закрепите устройство на панели четырьмя болтами крепления. Размеры см. на Рис. 4-14 в разделе 4.15.

Соедините заземление на задней стенке устройства с защитным заземлением панели. Поперечное сечение заземляющего провода должно быть больше или равно поперечному сечению любого другого провода, подсоединенного к устройству. Более того, поперечное сечение должно быть не меньше 2.5 мм2.

Низкоомное эксплуатационное заземление (поперечное сечение ≥ 2.5 мм2) присоедините к корпусу устройства винтом (используется хотя бы один винт M4).

Выполните подключение внешних цепей к винтовым клеммам, расположенным сверху и снизу устройства, в соответствии с электрической

SIEMENS SIPROTEC

1 2

6

3

+/-0

54

7 8 9

7UT612 RUN ERROR

MENU

ESCLED ENTER

F4

F1

F2

F3

Annunciation

Meas. Val.

MAIN MENUE 01/05

Annunciation 1Measurement 2

Монтажная рейка

Монтажная рейка

Trip log



монтажной схемой панели. Оптические подключения выполняются на наклонных частях корпуса, расположенных сверху и снизу устройства. В руководстве пользователя (заказ no. E50417–H1176–C151) содержится информация о размерах проводов, наконечников, радиусах изгиба и т.д. В буклете, прилагаемом к устройству, приводятся примечания по его монтажу.

3.1.2 Варианты подключения

Общие схемы приведены в Приложении A.2. Примеры подключения ТТ приведены в Приложении A.3. Необходимо убедиться, что уставки конфигурации (подраздел 2.1.1) и данные энергосистемы (подразделы с 2.1.2) соответствуют подключению устройства.

Защищаемый объект

Уставка PROT. OBJECT (ЗАЩИЩАЕМЫЙ ОБЪЕКТ) (адрес 105) должна соответствовать защищаемому объекту. Неправильная уставка может спровоцировать неправильные действия терминала.

Пожалуйста помните, что автотрансформатор вводится уставкой PROT. OB-JECT = Autotransf. (ЗАЩИЩАЕМЫЙ ОБЪЕКТ = Автотрансформатор), а не 3 phase transf. (3 фазный трансформатор). При уставке 1 phase transf.(1 фазный трансформатор), фаза L2 не подключатеся.

Токи Подведение токов от ТТ зависит от применения терминала.

При трехфазном подключении три фазных тока подводятся от каждой из сторон защищаемого объекта. Примеры подключения, в зависимости от типа защищаемого объекта, см. в Приложении A.3, Рис. с A-3 по A-6 и с A-9 по A-13.

При двухфазном соединении однофазного трансформатора средняя фаза использоваться не будет (IL2). Пример подключения приведен на Рис. A-7 в Приложении A.3. Даже если будет использоваться только один ТТ, то использоваться будут обе фазы (IL1 и IL3), см. правую часть Рис. A-8.

При защите однофазных шин каждый из измерительных входов (за исключением I8) привязывается к отходящей линии. Пример для одной фазы приводится на Рис. A-14 в Приложении A.3. Другие фазы подключаются аналогично. В последнем случае, во внимание необходимо принять, что номинальный выходной ток суммирующего трансформатора обычно равен 100 мА. Поэтому необходимо выбрать соответствующий входной ток устройства (см. подраздел 3.1.3).

Необходимо проверить привязку входов по току I7 и I8. привязка входов зависит от применения терминала. Примеры использования терминала приводятся в Приложении (см. Рис. с A-4 по A-7 и с A-11 по A-15).

Так же проверьте номинальные данные и коэффициенты трансформации ТТ.

Необходимо проверить привязки функций защиты к сторонам защищаемого объекта. Это относится и к защите от отказа выключателя, для которой точка замера (сторона) или сторона должны соответствовать контролируемому выключателю.



Бинарные входы и выходы

Подключение к электроустановке зависит от возможного распределения бинарных входов и выходов, т.е. от того как они привязаны к энергооборудованию. Предварительно выполненное распределение можно посмотреть в таблицах A-2 и A-3 в разделе A.5 Приложений A. Также необходимо проверить соответствие надписей на передней панели конфигурации сообщений функций.

Так же очень важно, чтобы составляющие обратной связи (промежуточные контакты) контролируемого выключателя были подведены к бинарным входам, которые соответствуют стороне, к которой выполнена привязка защиты от отказа выключателя.

Изменение групп уставок с помощью бинарных входов

При переключении групп уставок через бинарные входы, необходимо учесть следующее:

• Для переключения между четырьмя возможными группами уставок необходимо использовать два бинарных входа. Для одного бинарного входа конфигурируется функция “>Set Group Bit 0” (“>Группа уставок бит 0”), для другого “>Set Group Bit 1” (“>Группа уставок бит 1”). Если хотя бы одна из этих функций не сконфигурирована, то переключение групп уставок через бинарный вход не осуществляется.

• Для переключения между двумя группами уставок достаточно использовать один бинарный вход, на него конфигурируется функция “>Set Group Bit 0”, функция “>Set Group Bit 1” не используется.

• Для того, чтобы выбранная группа уставок оставалась активной, управляющие сигналы на бинарных входах должны присутствовать постоянно.

В таблице 3-1 приведены соответствия сочетаний функций “>Set Group Bit 0”, “>Set Group Bit 1” группам уставок от A до D. Принципиальные схемы соединений для двух бинарных входов приведены на Рис. 3-3. В примере предполагается,что сконфигурированы обе функции Set Group Bits 0 и 1, и бинарные входы управляются нормально разомкнутыми контактами, т.е. активизация входа происходит при наличии (высокого уровня) управляющего напряжения.

нет = напряжение не подано да = напряжение подано

Таблица 3-1 Выбор групп уставок с помощью бинарных входов — пример

Бинарные входыАктивная группа>Set Group Bit 0 >Set Group Bit 1

нет нет Группа A

да нет Группа B

нет да Группа C

да да Группа D



Рисунок 3-3 Схема переключения групп уставок через бинарные входы - пример


Необходимо отметить, что два бинарных входа или один бинарный вход и один шунтирующий резистор R должны быть соединены последовательно. Поэтому порог срабатывания бинарных входов должен быть существенно ниже половины номинально постоянного управляющего напряжения.

При использовании двух бинарных входов для контроля цепей отключения, эти бинарные входы должны быть свободны от напряжения, другими словами не быть связанными друг с другом или с другим бинарным входом.

При использовании одного бинарного входа, в цепь должен быть включен шунтирующий резистор R (см. Рис. 3-4). Этот резистор R включается последовательно со вторым промежуточным контактом выключателя (Aux2). Величина этого резистора должна быть такой, чтобы при отключенном выключателе (когда Aux1 разомкнут, а Aux2 замкнут), его катушка отключения (TC) больше не срабатывала, а бинарный вход (BI1) оставался в сработанном состоянии, если контакт реле команды разомкнут.

Рисунок 3-4 Контроль цепей отключения с использованием одного бинарного входа

ABCD

L–L+

Ключ выборагруппы уставок

Бин. вход установлен как: 7 “>Set Group Bit 0”, High

ABCD

L–L+

Бин. вход установлен как: 8 ”>Set Group Bit 1”, High

7UT612

L–

L+

RTC

Aux2Aux1

UBI >TripC trip rel

UCTR 7UT612

7UT612

TCCB

Где: RTC — Контакт реле отключения CB — Выключатель TC — Катушка отключения выключателяAux1 — Промежуточный контакт выключателя

(замкнут, когда выключатель включен) Aux2 — Промежуточный контакт выключателя

(разомкнут, когда выключатель включен) R — Шунтирующий резистор

UCTR — Управляющее напряжение (напр. откл.) UBI — Входное напряжение бинарного входа

R



Это отражается на верхнем Rmax и нижнем Rmin пределах величины сопротивления, с помощью которых должна быть выбрана оптимальная арифметическая величина.

Для обеспечения минимального напряжения управления бинарного входа, Rmax определяется как:

Чтобы катушка отключения выключателя не находилась под напряжением в выше приведенном случае, Rmin определяется как:

• Если в результате получается, что Rmax < Rmin, тогда расчет необходимо повторить для следующей меньшей величине порога переключения UBI min, и данная пороговая величина должна быть реализована в реле с помощью вставных шунтов (см. подраздел 3.1.3).

Мощность, потребляемая сопротивлением:

Пример:

Rmax = 53 kΩ

IBI (HIGH) Постоянный ток при активизированном BI (=1.7 мА)

UBI min Минимальное напряжения управления для BI =19 В для номинальных напряжений 24/48/60 Â= 73 В для номинальных напряжений 110/125/220/250 Â

UCTR Напряжение управления для цепей отключения

RCBTC Сопротивление постоянного тока катушки отключения выключателя

UCBTC (LOW) Максимальное напряжение катушки отключения выключателя, не приводящее к отключению

IBI (HIGH) 1.7 мA (для SIPROTEC® 7UT612) UBI min 19 В для номинальных напряжений 24/48/60 В

88 В для номинальных напряжений 110/125/220/250 ВUCTR 110 В от цепей отключения (напряжение управления)

RCBTC 500 Ω от цепей отключения (сопротивление катушки отключения выключателя)

UCBTC (LOW) 2 В от цепей отключения (макс. напряжение не отключения выключателя)

RRmax Rmin+

2---------------------------------=

RmaxUCRT UBI min–

IBI (High)-------------------------------------- RCBTC–=

Rmin RTCUCTR UTC (LOW)–

UTC (LOW)----------------------------------------------- ⋅=

PR I2 R⋅UCTR

R RCBTC+----------------------------

2R⋅= =

Rmax110 V 19 V–

1.7 mA---------------------------------- 500 Ω–=

Rmin 500 Ω 110 V 2 V–2 V

------------------------------ 500 Ω–=



Rmin = 27 kΩ

Выбираем ближайшую стандартную величину - 39 kΩ; потребляемая мощность:

Термодатчики Если защита от перегрузки функционирует с обработкой температуры охлаждения (защита от перегрузки с расчетом точки кипения), один или два термодатчика 7XV5662 могут быть подключены к последовательному сервисному интерфейсу через порт C.

3.1.3 Согласование аппаратного обеспечения

3.1.3.1 Общие положения

Согласование аппаратных средств может быть необходимым или выполнять по желанию пользователя. Для некоторых случаев, например, может понадобиться изменение номинальных входных токов или порога срабатывания бинарных входов. Может понадобиться установка согласующего резистора для шины данных. В этих случаях необходимо согласование аппаратного обеспечения. При выполнении модификаций или перемещении модулей интерфейсов, обратитесь за более подробной информацией в разделы с 3.1.3.2 по 3.1.3.5.

Напряжение питания

Возможны различные устанавливаемые диапазоны напряжения питания. См. номера заказов в разделе A.1 Приложений A. Номинальные диапазоны питания устройства 60/110/125 В постоянного напряжения и 110/125/220/250 В постоянного напряжения / 115/230 В переменного напряжения взаимозаме-няемы. Переключения диапазонов осуществляются с помощью перемычек. Соответствие положения этих перемычек какому-либо диапазону напряжения приводится в подразделе 3.1.3.3 под заголовком “Плата процессора A–CPU”. При поставке устройства, все перемычки установлены в соответствии с номинальными параметрами, указанными на фирменных табличках. Обычно эти уставки не меняются.

Номинальные токи

Положения перемычек определяют номинальные токовые величины на входе терминала. При поставке устройства, эти перемычки установлены в соответствии с величиной, указанной на фирменной табличке, 1 A или 5 A для входов по току с I1 по I7; для входа по току I8 указывается независимый номинальный ток.

RRmax Rmin+

2-------------------------------- 40 kΩ= =

PR110 V

39 kΩ 0.5 kΩ+---------------------------------------- 2

39 kΩ⋅=

PR 0.3 W≥



Если вторичные номинальные токи на выводах трансформаторов тока отличаются друг от друга и/или от тока на входе I7, то входы устройства необходимо адаптировать. То же самое относится и к трансформаторам тока, расположенным на отходящих от шин линиях, при использовании защиты однофазных шин. При использовании защиты однофазных шин с суммирующими трансформаторами, номинальный ток входов по току с I1 по I7 обычно составляет 100 мА.

Физические положения перемычек, соответствующие различным номинальным токам описаны ниже в разделе 3.1.3.3 под заголовком “Ïëàòà âõîäîâ/âûõîäîâ A–I/O–3”.

При выполнении изменений, не забывайте вносить информацию о них в терминал:

− При подключении терминала, в качестве трехфазной защиты, через однофазные трансформаторы, в данные энергосистемы необходимо внести изменения: для стороны 1 - изменить уставку по адресу 203 IN-SEC CT S1 (I НОМ-ВТОРИЧНЫЙ ТТ СТОРОНЫ 1), для стороны 2 - уставку по адресу 208 IN-SEC CT S2 (I НОМ-ВТОРИЧНЫЙ ТТ СТОРОНЫ 2) (см. подраздел 2.1.2, под заголовком “Current Transformer Data for 2 Sides”, стр. 71).

− При подключении терминала, в качестве трехфазной защиты, через однофазные трансформаторы, необходимо изменить уставку на входе по току I7 по адресу 233 IN-SEC CT I7 (I НОМ-ВТОРИЧНЫЙ ТТ I7) (см. подраздел 2.1.2, под заголовком “Current Transformer Data for Current Input I7”, стр. 74).

− При использовании терминала в качестве защиты однофазных шин, надо произвести изменения уставок по адресам с 213 IN-SEC CT I1 (I НОМ-ВТОРИЧНЫЙ ТТ I1) по 233 IN-SEC CT I7 (I НОМ-ВТОРИЧНЫЙ ТТ I7) (см. подраздел 2.1.2, под заголовком “Current Transformer Data for Single-phase Busbar Protection”, стр. 73).

Измерительный вход по току I8 — вне зависимости от номинального тока устройства — используется для высокочувствительных измерений тока (приблизит. 3 мА - 1.6 A).

Управляющие напряжения для бинарных входов

При поставке, бинарные входы установлены так, что номинальное значение упраляющего напряжения соответствует номинальному напряжению питания устройства. В общем, при отклонении управляющего напряжения от номинального, может быть целесообразным изменение порога срабатывания бинарных входов. Каждый бинарный вход имеет индивидуально настраиваемое напряжение срабатывания; таким образом, каждый вход можно настроить в соответствии с его функциональным назначением.

Напряжение срабатывания бинарных входов изменяется положением перемычки. Соответствие положения этих перемычек различным напряжениям срабатывания и их пространственное расположение приведено далее в разделе 3.1.3.3, под заголовком “Плата процессора A–CPU”.



Типы контактов бинаных выходов

Модуль процессора A–CPU содержит 2 выходных реле, контакты которых могут быть как нормально замкнутыми, так и нормально разомкнутыми. Поэтому, в некоторых случаях, перемычку необходимо переустановить. В разделе 3.1.3.3, под заголовком “Плата процессора A–CPU” приведено описание соответствия типов реле и панелей, на которых они устанавливаются.

Модули интерфейсов

Модуль последовательного интрфейса может быть перемещен. Типы интерфейсов и способы их перемещения приведены под заголовком „Замена модулей интерфейсов”, раздел 3.1.3.4.

Согласование последова-тельных интерфейсов

Если терминал оборудован последовательным RS 485 портом, то RS 485 шина должна быть снабжена согласующим резистором, расположенном на последнем устройстве, подключенном к этой шине. Для этой цели, в модулях интерфесов предусмотрены согласующие резисторы. Физическое расположение и положения перемычек на модулях интерфейсов приведены в подразделе 3.1.3.4, под заголовком “RS485 интерфейс”.

Запасные части Запасными частями могут быть резервная батарея, которая сохраняет данные в буфферной батарее ОПЕРАТИВНОЙ ПАМЯТИ, при потере напряжения питания, и миниатюрный плавкий предохранитель внутреннего источника питания. Их расположение приводится на Рис. 3-6. Номинальные величины плавкого предохранителя напечатаны на модуле, следующем за самим предохранителем. При замене плавкого предохранителя, изучите положения приведенные в Руководстве по эксплуатации (заказ no. E50417–H1176–C151) в главе “Техническое обслуживание”.

3.1.3.2 Разборка устройства


Если для контроля цепей отключения терминала 7UT612 используются два бинарных входа, или один бинарный вход и резистор, то они должны соединяться последовательно. Порог срабатывания этих входов должен быть установлен в половину номинального постоянного напряжения цепи отключения.

ОСТОРОЖНО! Перед выполнением следующих действий убедитесь, что устройство не находится в рабочем состоянии. Поскольку опасные напяжения и лазерное излучение могут остаться на устройстве, то не соединяйте его со вспомогательным напряжением, измеренными значениями или оптоволокном!



Если требуется изменение состояния перемычек для модификации номинального напряжения питания, номинального вторичного тока, напряжения срабатывания бинарных входов, или состояния согласующего резистора, то необходимо действовать следующим образом:

Подготовьте область работы. Необходим заземленный коврик для защиты элементов от электростатического повреждения (ESD). Кроме того, понадобятся следующие инструменты:

− отвертка шириной от 5 до 6 мм,

− 1 крестообразная отвертка Pz1,

− гаечный ключ под гайку 4.5 мм.

Отвинтить D-сверхминиатюрные шпильки на задней панели в блока “A”. Это действие отсутствует для модели устройства с корпусом для навесного монтажа.

Если устройство оборудовано большим количеством интерфейсов связи, то расположенные по диагонали винты должны быть отвинчены. Это действие отсутствует для модели устройства с корпусом для навесного монтажа.

Снять защитные крышки с лицевой панели устройства и ослабить винты крепления, ставшие доступными.

Осторожно снимите лицевую крышку. Лицевая плата подключена к плате CPU с помощью короткого ленточного кабеля. Расположение печатных плат приводится на Рис. 3-5.

Расположение плат приведено на Рис. 3-5.

Внимание! Изменения положений перемычек, которые выполняются для изменений номинальных величин устройства, приведут к тому, что маркировка заказа и указанные на фирменных табличках номинальные значения больше не будут соответствовать параметрам данного терминала. Если такие изменения необходимы, то стоит четко отметить это на устройстве. Для этого, в комплекте поставки имеются клейкие таблички, которые можно использовать в качестве дополнительных табличек с указанием измененных данных.

Внимание! Не допускайте электростатических разрядов через зажимы элементов конструкции, проводящие дорожки плат и контактные штырьки, что возможно при соприкосновении с заземленными металическимим элементами. Поэтому желательно ношение заземляющего браслета на запястье, иначе, до начала работ, коснитесь заземленной металлической части.



С одной стороны отсоедините плоский ленточный кабель между передней крышкой и платой A–CPU ( ). Чтобы отсоединить кабель, по отдельности нажмите сверху и снизу запирающие устройства штекерного разъема, чтобы штекерный разъем можно было вытащить. Осторожно поставьте в сторону переднюю панель.

Отсоедините плоский ленточный кабель между платами A–CPU ( ) и A–I/O–3 ( ).

Выньте блоки и положите на подложку, пригодную для электростатических опасных элементов. Обратите внимание, особенно для модели устройства с корпусом для навесного монтажа, что при вытягивании процессорного блока A–CPU необходимо применить некоторое усилие из-за существующих разъемных соединений.

Проверьте положения перемычек согласно Рис. с 3-6 по 3-7 и последующим замечаниям. При необходимости, измените положения перемычек или удалите их.

Рисунок 3-5 Вид устройства спереди после снятия передней панели (упрощенный и уменьшенный)

1

2

Slot 5 Slot 19

Бинарные входы (BI)

Печатная плата ввода/вывода A–I/O–3ProzessorbaugruppeПечатная плата процессора A–CPU

1 2

BI1 to BI3



3.1.3.3 Установка перемычек на печатных платах

Плата процессора A–CPU

Расположение перемычек на печатной плате процессора A–CPU приводится на Рис. 3-6.

При поставке с завода, номинальное напряжение встроенного источника питания проверяется в соответствии с таблицей 3-2, напряжения срабатывания бинарных входов с BI1 по BI3 - в соответствии с таблицей 3-3, статическое состояние бинарных выходов (BO1 и BO2) - в соответствии с таблицей 3-4.

Рисунок 3-6 Плата процессора A–CPU (изображенная без модулей интерфейсов) с установленными перемычками, требующимися для конфигурирования модуля

F1

Синхрониз.времени(порт A)

Послед. раб.

G1

+ –

Захват батареи

Батарея

Мини предохранитель

X23

LH

X21L

HL

HX

223

1X

512

X533 12

X52

12

34

T 2,0H250V

X41

1 23

X42

1 23

инт-с налиц. панели



1) Уставка завода изготовителя для устройств с напряжениями питания с 24 В постоянного тока по 125 В постоянного тока

2)Уставка завода изготовителя для устройств с напряжениями питания с 110 В по 250 В постоянного тока и с 115 по 230 В переменного тока

Таблица 3-2 Положения перемычек для номинального напряжения встроенного источника питания на плате процессора A–CPU

Пере-мычка

Номинальное напряжение

DC 24 - 48 В DC 60 - 125 В DC 110 - 250 В, AC 115 - 230 В

X51 не подходит 1–2 2–3

X52 не подходит 1–2 и 3–4 2–3

X53 не подходит 1–2 2–3

Таблица 3-3 Положения перемычек для напряжений срабатывания бинарных входов с BI1 по BI3 на плате процессора A–CPU

Бинарный вход

Перемычка 17 В пост. тока срабатывание 1)

73 В пост. тока срабатывание 2)

BI1 X21 1–2 2–3

BI2 X22 1–2 2–3

BI3 X23 1–2 2–3

Таблица 3-4 Положение перемычки для статического состояния контакта готовности на плате процессора A–CPU

Для Пере-мычка

Разомкнут в статич. сост.(НР контакт)

Замкнут в статич. сост.(НЗ контакт)

Уставка завода

BO1 X41 1–2 2–3 1–2

BO2 X42 1–2 2–3 1–2



Плата входов/выходов A–I/O–3

Расположение перемычек влаты A–I/O–3 приводится на Рис. 3-7.

Рисунок 3-7 Плата входов/выходов A–I/O–3 с расположением перемычек, требующихся для конфигурирования модуля

Уставки номинального тока трансформаторов тока проверяются на соответствие с платой A–I/O–3.

При поставке с завода-изготовителя все перемычки (X61 - X70) установлены для одного номинального тока (в соответствии с номером заказа устройства). Однако, для каждого отдельного входного трансформатора номинальные токи могут быть изменены.

Для этого необходимо изменить положения соответствющих перемычек. Кроме того, должны быть изменены положения уставки общих перемычек X68 - X70. В таблице 3-5 приведена привязка перемычек к измерительным входам по току.

5A1A

0.1AX

61

X68

5A5A X70 1A

X64

5A1A

0.1A

X63

5A1A

0.1A

X69

5A

5A1A

0.1AX

62X

67

5A1A

0.1A

5A1A

0.1AX

65

5A1A

0.1AX

66

0.1Aratedcurrent

I7

1A0.1A

ratedcurrent

1A0.1A

ratedcurrent

undef undef

side 2

side 1

I8

IL2S2

IL3S2

IL1S2

I7

IL2S1

IL3S1

IL1S1

I4I5

I6

I2 I1

I3



• При подключении терминала, в качестве трехфазной защиты, через однофазные трансформаторы: С каждой из сторон существуют по 3 измерительных входа. Премычки, относящиеся к одной стороне должны быть установлены в положение для одного номинального тока. Кроме того, общие перемычки (X68 для стороны 1 и X69 для стороны 2) должны быть установлены в положение для того-же номинального тока. Для измерительного входа I7 отдельная и общая перемычки устанавливаются для одного номинального тока.

• При использовании терминала для защиты однофазных шин: Каждый вход может быть установлен индивидуально. Если измерительные входы с I1 по I3 имеют одинаковый номинальный ток, то общая перемычка X68 так же устанавливается для этого тока. Если измерительные входы с I4 по I6 имеют одинаковый номинальный ток, то общая перемычка X69 так же устанавливается для этого тока. Если группы измерительных входов имеют разные номинальные токи, то общая перемычка устанавливается в положение “undef” (“различн.”). При использовании суммирующих трансформаторов со 100 мА на выходе, перемычки всех измерительных входов, включая и общие перемычки, устанавливаются в положение “0.1A”.

Таблица 3-5 Привязка перемычек по измерительным входам

Использование Перемычка

3-фазн. 1-фазн. Индивид. Общая

IL1S1 I1 X61

X68IL2S1 I2 X62

IL3S1 I3 X63

IL1S2 I4 X65

X69IL2S2 I5 X66

IL3S2 I6 X67

I7 I7 X64 X70

I8 I8 — —



3.1.3.4 Модули интерфейсов

Замена модулей интерфейсов

Модули интерфейсов располагаются на плате A–CPU. На Рис. 3-8 приводится плата CPU и расположение модулей интерфейсов.

Рисунок 3-8 Плата процессора A–CPU с модулями интерфейсов

Пожалуйста, имейте ввиду следующее:

• Модули интерфейсов могут быть заменены для устройств с корпусом для утопленного монтажа. Модули интерфейсов для устройства с корпусом для навесного монтажа могут быть заменены только на заводе-изготовителе.

• Используйте только те модули интерфейсов, которые были заказаны в качестве опций устройства (см. Приложение A.1).

B

C

Системн. инт-с

Сервисный интерф-с/

Порт на задней стенке корпуса

термопреобразов.



• Согласование последовательных интерфейсов, в случае использования RS485, должно выполняться в соответствии с подзаголовком “RS485 интерфейс”.

Номера заказов модулей замены приводятся в Приложении A.1.1, (Accessories).

RS232 интерфейс Интерфейс RS232 может быть преобразован в интерфейс RS485 в соответствии с Рис. 3-10.

На Рис. 3-8 приводится PCB платы A–CPU с расположением модулей. На Рис. 3-9 изображено, как располагаются перемычки интерфейса RS232 на модуле интерфейса.

Согласующие сопротивления в данном случае не требуются. Они всегда отключены.

Таблица 3-6 Замена модулей интерфейсов для устройства с корпусом для утопленного монтажа

Интерфейс Порт для монтажа Модуль замены

Системный интерфейс B

RS232

RS485

Оптический 820 нм

Profibus FMS RS485

Profibus FMS однокольцевой

Profibus FMS двухкольцевой

Profibus DP RS485

Profibus DP двухкольцевой

Modbus RS485

Modbus 820 нм

DNP 3.0 RS485

DNP 3.0 820 нм

Дополнительный интерфейс/термо-преобразователь

C

RS232

RS485

Оптический 820 нм



Рисунок 3-9 Расположение перемычек на модуле интерфейса RS232

С помощью перемычки X11 обеспечивается управление модемными коммуникацими. Положения перемычки расшифровываются следующим образом:

Положение перемычки 2–3: Сигналы управления модемом CTS (Clear-To-Send) (чистая пересылка) в соответствии с RS232 не доступны. Это стандартное соединение через звездообразный ответвитель или оптоволоконный преобразователь. Они не требуются, пока объединенные устройства SIPROTEC® работают в полудуплексном режиме. Для соединения используйте кабель с номером заказа 7XV5100–4.

Положение перемычки 1–2: Сигналы модема доступны. Эта уставка выбирается при непосредственном RS232 соединении между устройством и модемом. Рекомендуется использование стандартного RS232 связующего модемного кабеля (преобразователь 9-полюсов на 25-полюсов).

RS485 интерфейс Интерфейс RS485 может быть преобразован в интерфейс RS232 в соответствии с Рис. 3-9.

При использовании интерфейсов с подключением шины, требующей согласования на последнем терминале шины, к линии должны быть подключены согласующие сопротивления.

Согласующие сопротивления подключаются к соответствующему интерфейсному модулю, который смонтирован на процессорной панели ввода/вывода A–CPU. На Рис. 3-8 изображена печатная плата A–CPU и расположение модулей.

Модуль интерфейса RS485 приведен на Рис. 3-10, для интерфейса profibus на Рис. 3-11. Обе перемычки модуля должны быть установлены в одинаковое положение.

Таблица 3-7 Положение пеермычкм CTS (Clear-To-Send) на интерфейсном модуле

Перемычка /CTS от RS232 интерфейса /CTS управляемый /RTS

X11 1–2 2–3

X31 32

X101 32

8X

1

32

X121 32

C53207-A324-B180

1

32 X1

1

X6X7X4X5

1 32

1

32

X13

Перем. показаны в полож. при поставке



При доставке перемычки установлены таким образом, что согласующие сопротивления отключены. Исключение: При подключении к сервисному интерфейсу одного или двух устройств измерения температуры 7XV566, согласующие сопротивления подключаются. Только для порта C устройства с номером заказа 7UT612*–****2–4*** (положение 12 = 2; положение 13 = 4).

Рисунок 3-10 Положение перемычек на модуле интерфейса RS485

Рисунок 3-11 Расположение перемычек на модуле интерфейса Profibus

Согласующие резисторы могут быть подключены к устройству внешне (например, через штепсельные соединители). В этом случае, согласующие сопротивления, имеющиеся в интерфейсных модулях RS485 или Profibus должны быть отключены.

X31 32

X101 32

8X

1

32

X121 32

C53207-A324-B180

1

32 X

11

X6X7X4X5

1 32

1

32

X13

Пере-мычка

Согласующие сопротивления

Подключено Отключено

X3 2–3 1–2 *)

X4 2–3 1–2 *) *) Уставка завода изготовителя

X33 12

X43 12Пере-

мычка

Согласующие сопротивления

Подключено Отключено

X3 1–2 2–3 *)

X4 1–2 2–3 *)

C53207-A322- 2 3 4B100B101

*) Уставка завода изготовителя



Рисунок 3-12 Внешние согласующие резисторы

3.1.3.5 Сборка устройства

Сборка устройства осуществляется следующим образом:

Осторожно вставьте платы в корпус устройства. Расположение плат показано на Рис. 3-5. При установке процессорного блока A–CPU, для модели устройства с корпусом для навесного монтажа, рекомендуется использовать металические рычаги с тем, чтобы облегчить ввод в штекерный разъем.

Вставьте штекерный разъем плоского ленточного кабеля сначала в блоки ввода/вывода A–I/O–3, а затем в блок процессора А-CPU. При этом будте осторожны и не погните соединительные штыри! Не применяйте при этом излишнюю силу!

Вставьте штекерный разъем плоского ленточного кабеля, соединяющего блок процессора A–CPU и переднюю панель.

Зафиксируйте защелками штекерные разъемы.

Установите переднюю панель и привинтите ее к корпусу винтами.

Установите защитные планки.

Завинтите до отказа соединения на задней панели устройства. Это действие отсутствует для модели устройства с корпусом для навесного монтажа.

390 Ω

220 Ω

390 Ω

+5 В

A/A´

B/B´

3.2 Проверка присоединений



3.2.1 Подведение данных для последовательных интерфейсов

В таблицах, приведенных далее, представлены распределния контактов разъемов различных последовательных интерфейсов устройства и интерфейса синхронизации времени. Физическое расположение контактов приведено на Рис. 3-13.

Рисунок 3-13 9-штырьковые D-субминиатюрные розетки

Рабочий интерфейс на лицевой панели

При использовании рекомендуемого кабеля, для подключения устройства SIPROTEC® к ПК, правильная связь устанавливается автоматически. Обозначение заказа см. в Приложении A, подраздел A.1.1.

Системный (SCADA) интерфейс

Если последовательный интерфейс устройства используется для связи с центральной системой управления подстанции, то необходимо проверить информационный канал связи. Важным является визуальный контроль размещения каналов передачи и приема. Для одного направления передачи используется один канал связи. Передающий вывод одного устройства должен быть соединен с премным выводом другого устройства и наоборот.

У кабеля передачи данных контактные выводы должны соответствовать стандатам DIN 66020 и ISO 2110 (см. таблицу 3-8): − TxD Передача данных − RxD Прием данных − RTS Запрос на передачу данных − CTS Сброс передачи − DGND Сигнал/классическое заземление

Экран кабеля должен заземляться с обоих концов. Для окружающей среды с неблагоприятной EMC-обстановкой GND может быть встроен в отдельную индивидуально экранированную проводную пару, чтобы улучшить помехоустойчивость.

P-Sla

veAM

ERS

232

RS23

2-LWL

RS48

5

16

59

на задней стороне

59

16

Рабочий интерфейсна лицевой стороне

16

59

Последовательный интерфейс

Интерфейс синхронизациина задней стороне

терминала(встраиваемого в панель)



Согласование Интерфейс устройства с шиной RS485 работает в полудуплексном режиме с сигналами A/A' и B/B', а также общим рабочим потенциалом C/C' (DGND). Проверьте, что только последнее устройство на шине имеет включенное согласующее сопротивление, у других устройств согласующее сопротивление не подключается. См. положения перемычек согласующих резисторов на модуле интерфейса RS 485 (Рис. 3-10) или на модуле Profibus (Рис. 3-11). Также имеется возможность внешнего подключения согласующих резисторов (Рис. 3-12).

Если шина расширяется, убедитесь снова, что только последнее устройство на шине имеет включенное согласующее сопротивление, у других устройств согласующее сопротивление не подключается.

Синхронизация времени

По выбору можно обрабатывать сигналы синхронизации по времени 5 В, 12 В или 24 В (постоянного напряжения), если подключение произведено в соответствии с таблицей 3-9.

.

Таблица 3-8 Назначение штырьков D-субминиатюрных портов

Шты-рек No.

Рабочий интерфейс RS232 RS485

Profibus FMS ведом., RS485

Profibus DP ведом., RS485

Modbus RS485DNP3.0 RS485

1 Экран (концы экрана соединены электрически)

2 RxD RxD — — —

3 TxD TxD A/A' (RxD/TxD–N) B/B' (RxD/TxD–P) A

4 — — — CNTR–A (TTL) RTS (TTL уровень)

5 GND GND C/C' (GND) C/C' (GND) GND1

6 — — — +5 В (макс. нагрузка 100 мА) VCC1

7 RTS RTS —*) — —

8 CTS CTS B/B' (RxD/TxD–P) A/A' (RxD/TxD–N) B

9 — — — — —*) Штырек 7 так же может проводить RS232 RTS сигнал для RS485 интерфейса. Однако штырек 7 не должен быть подключен!

Таблица 3-9 Назначения штырьков D-субминиатюрного порта интерфейса синхронизации по времени

Шты-рек No.

Разработка Значение сигнала

1 P24_TSIG Вход 24 В


3 M_TSIG Линия возврата

4 M_TSYNC*) Линия возврата*)

5 Экран Потенциал экрана

6 — —*) назначен, но не доступен



Оптоволокно Сигналы, передаваемые по оптоволоконном кабелю, не чувствительны к электромагнитным помехам. Применение оптоволокна гарантирует гальваническое разделение соединений. Передающий выход и приемный вход маркированы следующим образом: передача и прием.

Нормальная установка оптоволоконного интерфейса - “Light off.” (“Свет отключен”). Для изменения уставки используйте программу DIGSI® 4, как описано в Руководстве пользователя системы SIPROTEC®, заказ no. E50417–H1176–C151.

Термо-преобразователи

Если один или два термопреобразователя 7XV566 подключены для сбора информации о температуре охлаждения для защиты от перегрузки с расчетом темпетаруры точки кипения, то данное подключение необходимо проверить на сервисном интерфейсе (порт C).

Так же проверьте согласование: согласующие резисторы должны быть подключены к устройству 7UT612 (см. подраздел 3.1.3.4, под заголовком “RS485 интерфейс”).

Что касается 7XV566, см. инструкцию прилагаемую к устройству. Проверьте параметры передачи на устройстве, измеряющем температуру. Помимо скорости передачи данных в бодах и сравнимости по модулю, значение имеет и номер шины.

• При подключении 1 термопреобразователя 7XV566: номер шины = 0 с симплексной передачей (может быть установлен на 7XV566), номер шины = 1 с дуплексной передачей (может быть установлен на 7XV566),

• При подключении 2 термопреобразователей 7XV566: номер шины = 1 для 1-го термопреобразователя (может быть установлен на 7XV566 для RTD1 - 6), номер шины = 2 для 2-го термопреобразователя (может быть установлен на 7XV566 для RTD7 - 12).


8 P_TSYNC*) Вход 24 В *)

9 Экран Потенциал экрана

Таблица 3-9 Назначения штырьков D-субминиатюрного порта интерфейса синхронизации по времени

Шты-рек No.

Разработка Значение сигнала

*) назначен, но не доступен

Осторожно! Лазерное введение! Не смотрите прямо в оптоволоконные элементы!



3.2.2 Проверка подключения электроустановки

До того как на устройство в первый раз будет подано напряжение, устройство должно находится в помещении, где оно будет работать в течение хотя бы 2 часов, чтобы уравнить температуры, минимизировать влажность и избежать конденсации. Подключение устройства проверяется на месте его работы. В начале, электроустановка должна быть отключена и заземлена.

Примеры подключения цепей измерительных трансформаторов приводятся в Приложениях в разделе A.3. Пожалуйста, изучите схемы электроустановки.

Защитные автоматы (например, тестовые переключатели, предохранители или минивыключатели) для цепей источника напряжения питания и измерительного напряжения должны быть отключены.

Проверьте все цепи трансформаторов тока по соответствующим схемам электрических соединений:

Правильность заземления ТТ

Правильность полярности ТТ

Правильность отношения фаз выводов ТТ

Правильность полятности входа по току I7 (при использовании)?

Правильность полятности входа по току I8 (при использовании)?

Проверьте функции всех тестовых переключателей, которые могут быть установлены с целью тестирования вторичных цепей и изоляции терминала. Особое внимание необходимо уделить тестовым переключателям в цепях ТТ. Убедитесь, что эти переключатели закорачивают ТТ в режиме тестирования.

Для проверки возможности возникновения коротких замыканий в цепях тока необходим омметр или другое испытательное оборудование, используемое для проверки целостности цепей.

Снимите переднюю панель устройства (см. Рис. 3-5).

Осторожно! Следующие ниже этапы контроля осуществляются, при возможном наличии опасных напряжений. Проверку должен осуществлять высоко квалифицированный персонал, который знает и выполняет правила техники безопасности и соответствующие предписания.

Внимание! Работа устройства на оборудовании заряда батареи, без подключения аккумуляторной батареи, может привести к недопустимо высокому напряжению питания, а, следовательно, к повреждению терминала. Предельные значения см. в разделе 4.1.2 Технических данных.



Снимите ленточный кабель, соединенный с платой A–I/O–3 и вытяните блоки настолько, чтобы не осталось контакта между платами и разъемами на корпусе устройства.

На стороне внешних соединений проконтролируйте процесс протекания тока, а именно для каждой пары токовых клемм, на которые поступает ток от ТТ.

Вставьте плату. Осторожно подключите ленточный кабель. Не погните соединительные контакты! Не используйте излишнюю силу!

На стороне внешних токовых цепей еще раз проконтролируйте процесс протекания тока.

Установите переднюю панель терминала и завинтите винты крепления.

Включите амперметр, с диапазоном измерения приблизительно от 2.5 А до 5 А, в цепь питания устройства.

Включите автомат напряжения питания и подайте напряжение на устройство. Проверьте полярность и величину напряжения на выводах терминала.

Измеренный ток в состоянии покоя должен соответствовать статическому потреблению энергии устройства. Кратковременные отклонения стрелки амперметра обусловлены протеканием зарядного емкостного тока.

Снимите напряжение с устройства размыканием защитных ключей.

Отключите измерительное оборудование; восстановите нормальную схему питания устройства.

Проверьте цепи отключения выключателя энергосистемы.

Проверьте правильность подключения цепей управления от других устройств.

Проверьте цепи сигнализации.

Включите автомат питания и подайте напряжение на устройство.



3.3 Ввод в эксплуатацию

При проверке устройства с помощью испытательного оборудования убедитесь, что устройство отключено от цепей отключения и включения выключателя и другого первичного оборудования, а так же отключено от измерительных цепей.

При вводе в эксплуалацию необходимо проводить операции включения. Предварительным условием проведения этих испытаний является обеспечение безопасности этих операций переключения. Соответственно, они не предполагаются при эксплуатационных проверках.

Внимание! Во время эксплуатации стройства, отдельные его части находятся под высоким напряжением, опасным для жизни. При несоблюдении правил безопасности возможны тяжелые травмы людей и повреждение устройства.

С устройством должен работать только квалифицированный персонал, знакомый с соответствующими предписаниями и правилами техники безопасности, а также с указаниями этого руководства, с соблюдением мер предосторожности.

Особое внимание необходимо уделить следующему:

• Перед выполнением каких-либо соединений, устройство необходимо заземлить, подключив провод защитного заземления к заземляющему контуру подстанции.

• Опасные напряжения могут возникнуть в цепях питания, цепях ТТ, ТН и цепях управления.

• После отключения напряжения питания, устройство может оставаться под опасным напряжением (зарядная емкость конденсаторов!).

• При отключении напряжения питания нельзя повторно подавать напряжение питания, как минимум 10 с. Эта задержка позволяет достигнуть начальных условий перед повторным включением устройства.

• Предельно допустимые параметры, указанные в Технических данных, нельзя превышать ни при испытаниях, ни при вводе в эксплуатацию.

Опасно! Вторичные цепи трансформатора тока должны быть закорочены, прежде чем прекратится поступление тока к устройству!

Если используется испытательный блок, автоматически закорачивающий вторичные цепи трансформатора тока, то его необходимо переключить в положение “Test” (“Проверка”). Испытательный блок должен быть проверен заранее.



3.3.1 Режим тестирования и блокировка передачи

Если терминал подключен к подстанционной системе управления или серверу, то в некоторых протоколах пользователь может модифицировать информацию, передаваемую на подстанцию (см. раздел A.6 “Protocol Dependent Functions” Приложений A).

В режиме тестирования сигналы, посылаемые от устройства SIPROTEC®4 на подстанцию, маркируются особым битом тестирования, таким образом, на подстанции их идентифицируют как сигналы не реальных повреждений. Кроме того, существует функция блокировки передачи, которая приводит к полной блокировке процесса передачи сообщений через системный интерфейс в режиме тестирования.

Для получения информации о включении и отключении режима тестирования и функции блокировки передачи см. Руководство пользователя (заказ no. E50417–H1176–C151). Имейте ввиду, что при конфигурировании функций терминала в программе DIGSI® 4, для использования режима тестирования, необходимо находиться в режиме Online.

3.3.2 Проверка системного (SCADA) интерфейса

Предварительные замечания

Принимаем, что устройство оборудовано системным (SCADA) интерфейсом, который используется для связи с подстанцией, его можно протестировать с помощью рабочих функций программы DIGSI® 4, при правильной передаче сообщений. Не применяйте эту проверку, пока устройство функционирует в действующей системе!

Внимание! Тестирование первичного оборудования должно проводиться только квалифицированным персоналом, знакомым с вводом в эксплуатацию защитных систем, работой электроустановки, правилами безопасности и инструкциями (преключений, заземления и т.п.).

Опасно! Передача и получение сообщений через системный (SCADA) интерфейс в режиме тестирования, является реальным обменом информации между между устройством SIPROTEC®4 и подстанцией. Поэтому, в результате данных операций, может сработать подключенное обрудование, такое как выключатели или разъединители!



Проверка системного интерфеса выполняетсяв режиме Online с использованием программы DIGSI® 4:

При двойном щелчке мыши на директории Online, открывается требуемое диалоговое окно.

При щелчке мыши на Test (Тест), с правой стороны окна появляются функциональные опции.

При двойном щелчке мыши на Testing Messages for System Interface (Сообщения тестирования для системного интерфейса), показанных в виде списка, откроется диалоговое окно Generate Indications (Генерация сообщений) (см. Рис. 3-14).

Структура диалогового окна тестирования

В колонке Indication (Индикация) появляются все тексты сообщений, которые были сконфигурированы в матрице для системного интерфейса. В колонке SETPOINT status (Состояние УСТАНОВЛЕННОЙ ТОЧКИ) пользователь может определить величину для сообщения тестирования. В зависимости от типа сообщения, доступны различные поля ввода (например, сообщение ON / сообщение OFF). Требуемая величина из списка выбирается щелчком мыши на одном из полей.

Рисунок 3-14 Диалоговое окно: Генерация сообщений — пример


По завершению тестирования, устройство перезагрузится. Очистятся все буфферы сообщений. При необходимости, эти буферы должны быть извлечены из программы DIGSI® 4 до тестирования.



Изменение рабочего состояния

Щелкните мышкой на поле колонки Action (Действие), при этом будет выдан запрос на пароль no. 6 (для меню тестирования аппаратного обеспечения). После введения правильного пароля, можно выдавать сообщения. Для этого, щелкните мышкой на Send (Послать). Будет выдано сообщение, которе можно считать, как в протоколе событий в устройстве SIPROTEC®4, так и с центрального компьютера.

Дальнейшее тестирование можно осуществлять, пока открыто данное окно.

Тетирование передачи сообщений

Для всей информации, передаваемой на центральную подстанцию, в меню SETPOINT status (Состояние УСТАНОВЛЕННОЙ ТОЧКИ) необходимо проверить следующее:

Убедитесь, что каждый процесс тестирования выполняется аккуратно, без возникновения опасности (см. выше ОПАСНО!!).

Щелкните мышкой на Send (Послать) и проверьте, достигает ли передаваемая информация центральной подстанции, и осуществляется ли желаемая реакция.

Выход из процедуры тестирования

Для завершения процедуры тестирования системного интервейса, щелкните мышкой на Close (Закрыть). Закроется диалоговое окно. Сразу после этого, терминал выйдет из действия на короткое время, до перезапуска системы процессора.

Тестирование управляющих воздействий

Управляющие воздействия передаются в направлении терминала. Этот тип информации необходимо переслать на центральную подстанцию. Проверьте правильность реакции терминала.

3.3.3 Тестирование бинарных входов и выходов

Preliminary Notes The binary inputs, outputs, and LEDs of a SIPROTEC®4 device can be individually and precisely controlled using DIGSI® 4. This feature is used to verify control wiring from the device to plant equipment during commissioning. This test feature shall not be used while the device is in service on a live system.

Note: After termination of the hardware test, the device will reboot. Thereby, all annun-ciation buffers are erased. If required, these buffers should be extracted with DIGSI® 4 prior to the test.

The hardware test can be done using DIGSI® 4 in the online operating mode:

DANGER! Changing the status of a binary input or output using the test feature of DIGSI® 4 results in an actual and immediate corresponding change in the SIPROTEC® de-vice. Connected equipment such as circuit breakers or disconnectors will be operated as a result of these actions!



Open the Online directory by double-clicking; the operating functions for the de-vice appear.

Click on Test; the function selection appears in the right half of the screen.

Double-click in the list view on Hardware Test. The dialogue box of the same name opens (see Figure 3-15).

Figure 3-15 Dialogue box for hardware test — example

Structure of the Test Dialogue Box

The dialogue box is divided into three groups: BI for binary inputs, REL for output relays, and LED for light-emitting diodes. Each of these groups is associated with an appropriately marked switching area. By double-clicking in an area, components with-in the associated group can be turned on or off.

In the Status column, the present (physical) state of the hardware component is displayed. The binary inputs and outputs are indicated by an open or closed switch symbol, the LEDs by a dark or illuminated LED symbol.

The possible intended condition of a hardware component is indicated with clear text under the Scheduled column, which is next to the Status column. The intended condition offered for a component is always the opposite of the present state.

The right-most column indicates the commands or messages that are configured (masked) to the hardware components.

Changing the Hardware Conditions

To change the condition of a hardware component, click on the associated switching field in the Scheduled column.

Password No. 6 (if activated during configuration) will be requested before the first hardware modification is allowed. After entry of the correct password a condition change will be executed.



Further condition changes remain possible while the dialog box is open.

Test of the Binary Outputs

Each individual output relay can be energized allowing a check of the wiring between the output relay of the 7UT612 and the plant, without having to generate the message that is assigned to the relay. As soon as the first change of state for any one of the output relays is initiated, all output relays are separated from the internal device func-tions, and can only be operated by the hardware test function. This implies that a switching signal to an output relay from e.g. a protection function or control command cannot be executed.

Ensured that the switching of the output relay can be executed without danger (see above under DANGER!).

Each output relay must be tested via the corresponding Scheduled–cell in the di-alog box.

The test sequence must be terminated (refer to margin heading “Exiting the Proce-dure”), to avoid the initiation of inadvertent switching operations by further tests.

Test of the Binary Inputs

To test the wiring between the plant and the binary inputs of the 7UT612 the condition in the plant which initiates the binary input must be generated and the response of the device checked.

To do this, the dialogue box Hardware Test must again be opened to view the phys-ical state of the binary inputs. The password is not yet required.

Each state in the plant which causes a binary input to pick up must be generated.

The response of the device must be checked in the Status–column of the dialogue box. To do this, the dialogue box must be updated. The options may be found below under the margin heading “Updating the Display”.

If however the effect of a binary input must be checked without carrying out any switch-ing in the plant, it is possible to trigger individual binary inputs with the hardware test function. As soon as the first state change of any binary input is triggered and the password nr. 6 has been entered, all binary inputs are separated from the plant and can only be activated via the hardware test function.

Terminate the test sequence (see above under the margin heading „Exiting the Pro-cedure“).

Test of the LED’s The LED’s may be tested in a similar manner to the other input/output components. As soon as the first state change of any LED has been triggered, all LEDs are sepa-rated from the internal device functionality and can only be controlled via the hardware test frunction. This implies that no LED can be switched on anymore by e.g. a protec-tion function or operation of the LED reset key.

Updating the Display

When the dialog box Hardware Test is opened, the present conditions of the hard-ware components at that moment are read in and displayed. An update occurs:

− for each harware component, if a command to change the condition is successfully performed,

− for all hardware components if the Update button is clicked,

− for all hardware components with cyclical updating if the Automatic Update (20sec) field is marked.



Exiting the Procedure

To end the hardware test, click on Close. The dialog box closes. The device becomes unavailable for a brief start-up period immediately after this. Then all hardware com-ponents are returned to the operating conditions determined by the plant settings.

3.3.4 Checking the Setting Consistency

The device 7UT612 checks settings of the protection functions against the corre-sponding configuration parameters. Any inconsistencies will be reported. For in-stance, earth fault differential protection cannot be applied if there is no measuring input for the starpoint current between starpoint of the protected object and the earthing electrode.

In the operational or spontaneous annunciations check if there is any information on inconsistencies. Table 3-10 shows such inconsistency annunciations.

In the operational or spontaneous annunciations also check if there are any fault an-nunciations from the device.

Table 3-10 Annunciations on Inconsistencies

Message FNo Description See SectionError1A/5Awrong

00192 Setting of the rated secondary currents on Input/Output Board A–I/O–3 inconsistent

2.1.23.1.3.3

Diff Adap.fact. 05620 The matching factor of the current transformers for differential protection is too great or too small.

2.1.22.2

REF Adap.fact. 05836 The matching factor of the current transformers for restricted earth fault protection is too great or too small.

2.1.2

REF Err CTstar 05830* There is no measuring input assigned for restricted earth fault protection 2.1.1

REF Not avalia. 05835* Restricted earth fault protection is not available for the configured protected object

2.1.1

O/C Ph. Not av. 01860* Time overcurrent protection for phase currents is not available for the configured protected object

2.1.1

O/C 3I0 Not av. 01861* Time overcurrent protection for residual current is not available for the configured protected object

2.1.1

I2 Not avalia. 05172* Unbalanced load protection is not available for the configured protected object

2.1.1

O/L No Th.meas. 01545* Temperature reception for overload protection is missing (from thermobox) 2.1.12.9.3

O/L Not avalia. 01549* Overload protection is not available for the configured protected object 2.1.1

BkrFail Not av. 01488* Breaker failure protection is not available for the configured protected object 2.1.1

TripC ProgFail 06864 For trip circuit supervision the number of binary inputs was set incorrectly 2.13.1.43.1.2

Fault Configur.. 00311 Group indication of fault annunciations marked with “*”.



3.3.5 Checking for Breaker Failure Protection

If the device is equipped with the breaker failure protection and this function is used, the interaction with the breakers of the power plant must be tested.

Because of the manifold application facilities and various configuration possibilities of the power plant it is not possible to give detailed description of the test steps neces-sary to verify the correct interaction between the breaker failure protection and the breakers. It is important to consider the local conditions and the protection and plant drawings.

It is advised to isolate the circuit breaker of the tested feeder at both sides, i.e. to keep the busbar disconnector and the line disconnector open, in order to ensure operation of the breaker without risk.

The following lists do not claim to cover all possibilities. On the other hand, they may contain items that can be bypassed in the actual application.

Circuit Breaker Auxiliary Contacts

The circuit breaker auxiliary contact(s) form an essential part of the breaker failure pro-tection system in case they have been connected to the device. Make sure that the correct assignment has been checked (Subsection 3.3.3). Make sure that the meas-ured currents for breaker failure protection (CTs), the tested circuit breaker, and its auxiliary contact(s) relate to the same side of the protected object.

External Initiation Conditions

If the breaker failure protection is intended to be initiated by external protection devic-es, each of the external initiation conditions must be checked.

At least the tested phase of the device must be subjected to a test current to enable initiation of the breaker failure protection. This may be a secondary injected current.

Start by trip command of the external protection: Binary input “>BrkFail extSRC” (FNo 01431); look up in the trip log or sponta-neous messages.

Following initiation the message “BkrFail ext PU” (FNo 01457) must appear in the fault annunciations (trip log) or in the spontaneous messages.

Trip command of the circuit breaker failure protection after the delay time TRIP-Timer (address 7005).

Switch off test current.

The following applies if initiation without current flow is possible:

Caution! Tripping of the complete busbar or busbar section may occur even during tests at the local feeder breaker. Therefore, it is recommended to interrupt the tripping commands to the adjacent (busbar) breakers e.g. by switch-off of the associated control voltage. Nevertheless ensure that trip remains possible in case of a real primary fault if parts of the power plant are in service.



Close tested circuit breaker while the disconnectors at both sides open.

Start by trip command of the external protection: Binary input “>BrkFail extSRC” (FNo 01431); look up in the trip log or sponta-neous messages.

Following initiation the message “BkrFail ext PU” (FNo 01457) must appear in the fault annunciations (trip log) or in the spontaneous messages.

Trip command of the circuit breaker failure protection after the delay time TRIP-Timer (address 7005).

Reopen the local circuit breaker.

Busbar Trip The most important thing is the check of the correct distribution of the trip commands to the adjacent circuit breakers in case the local breaker fails.

The adjacent circuit breakers are those of all feeders which must be tripped in order to ensure interruption of the fault current should the local breaker fail. In other words, the adjacent breaker are those of all feeders which may feed the same busbar or bus-bar section as the faulty feeder. In case of a power transformer, the adjacent breakers may include the breaker of the other side of the transformer.

The identification of the adjacent feeders depends widely on the topology of the bus-bar and its possible arrangement or switching states. That is why a generally detailed test description cannot be specified.

In particular if multiple busbars are concerned the trip distribution logic to the other breakers must be checked. It must be verified for each busbar section that all breakers connected to the same section are tripped in case the concerned feeder breaker fails, and no other breakers.

Termination of the Checks

After completion of the tests, re-establish all provisory measures which might have been taken for the above tests. Ensure that the states of all switching devices of the plant are correct, that interrupted trip commands are reconnected and control voltages are switched on, that setting values which might have been altered are reverted to cor-rect values, and that protective function are switched to the intended state (on or off).

3.3.6 Symmetrical Current Tests on the Protected Object

Should secondary test equipment be connected to the device, it is to be removed or, if applying, test switches should be in normal operation position.

The measured quantities of the following tests can be read out from the PC using DIGSI® 4 or a web browser via the “IBS-Tool”. This provides comfortable read-out possibilities for all measured values with visualisation using phasor diagrams.

Note:

It must be taken into consideration that tripping may occur if connections were made wrong.



If you choose to work with the IBS-Tool, please note the Help files referring to the “IBS-Tool”. The IP–address needed for the browser depends on the port where the PC is connected:

• Connection to the front operation interface: IP–address 141.141.255.160

• Connection to the rear service interface: IP–address 141.143.255.160

The following descriptions refer to read-out using DIGSI® 4.

Preparation of Symmetrical Current Tests

At first commissioning, current checks must be performed before the protected object is energized for the first time. This ensures that the differential protection is operative as a short-circuit protection during the first excitation of the protected object with volt-age. If current checks are only possible with the protected object under voltage (e.g. power transformers in networks when no low-voltage test equipment is available), it is imperative that a backup protection, e.g. time overcurrent protection, be commis-sioned before, which operates at least at the feeding side. The trip circuit of other pro-tection devices (e.g. Buchholz protection) must either remain operative.

The test arrangement varies dependent on the application.

On network power transformers and asynchronous machines, a low-voltage test equipment is preferably used. A low-voltage source is used to energize the protected object, which is completely disconnected from the network (see Figure 3-16). On transformers, the test source is normally connect at the primary side. A short-circuit bridge which is capable to carry the test current, is installed outside of the protected zone and allows the symmetrical current to flow. On a motor, its star point enables cur-rent flow.

Figure 3-16 Current test with low-voltage test source — examples for a transformer and a motor

DANGER! Operations in the primary area must be performed only with plant sections voltage-free and earthed! Perilous voltages may occur even on voltage-free plant sections due to capacitive influence caused by other live sections.

400 V3~400 V

M

400 V3~400 V

Test source Test source

7UT612 7UT612



On power station unit transformers and synchronous machines, the checks are per-formed during the current tests. The generator itself forms the test current source (see Figure 3-17). The current is produced by a three-pole short-circuit bridge which is in-stalled outside of the protected zone and is capable to carry rated current for a short time.

Figure 3-17 Current test in a power station with generator as test source — example

On busbars, branch points, and short lines, a low-voltage test source can be used. Al-ternatively, load current test is possible. In the latter case the above hint about backup protection must be observed!

With the single-phase differential protection for busbars with more than 2 feeders, symmetrical current test is not necessary (but permissible, of course). The test can be carried out using a single-phase current source. But, current tests must be performed for each possible current path, e.g. feeder 1 against feeder 2, feeder 1 against feeder 3, etc. Please read at first the notes about “Checking for Busbar Protection”, Subsec-tion 3.3.8 (page 291).

Realization of Symmetrical Current Tests

For this commissioning tests, the test current must be at least 2 % of the rated relay current for each phase.

This test cannot replace visual inspection of the correct current transformer connec-tions. Therefore, the inspection according to Section 3.2.2 is a prerequisite.

Since 7UT612 offers comprehensive commissioning aids commissioning can be per-formed quickly and without external instrumentation. The following indices are used for the display of measured values:

The equation symbol for current (I, ϕ) is followed by the phase identifier L and by a number that identifies the side (e.g. the transformer winding). Example:IL1S1 current in phase L1 on Side 1.

The following procedure applies to three-phase protected objects. For transformers it is assumed that side 1 is the overvoltage side of the transformer.

Switch on the test current, or start up the generator and bring it to nominal speed and excite it to the required test current. None of the measurement monitoring functions in the device must respond. If there was a fault message, however, the Event Log or spontaneous messages could be checked to investigate the reason for it. Refer also to the SIPROTEC® 4 System Manual, order-no. E50417–H1176–C151.

7UT612

G

7UT612

7UT612



Read out the current magnitudes:

Compare the measured values under Measurement → Secondary Values → Operational values, secondary with the real values:

IL1S1 = IL2S1 = IL3S1 = 3I0S1 = IL1S2 = IL2S2 = IL3S2 = 3I0S2 =

Note: The “IBS Tool” provides comfortable read-out possibilities for all measured val-ues with visualisation using phasor diagrams (Figure 3-18).

If deviations occur which cannot be explained by measuring tolerances, an error can be assumed in the device connections or in the test arrangement.

Switch off the test source and the protected object (shut down the generator) and earth it.

Re-check the plant connections to the device and the test arrangement and correct them. If a substantial zero sequence current 3I0 occurs one two of the currents of the cor-responding side must have a wrong polarity.

− 3I0 ≈ phase current ⇒ one or two phase currents are missing,

− 3I0 ≈ doubled phase current ⇒ one or two phase currents have a reversed polarity.

Repeat test and re-check the current magnitudes.



Figure 3-18 Measured values on the sides of the protected object — example for through-flowing currents

Phase angle measurement for side 1 with test current:

Read out the phase angles under Measurement → Secondary Values → Angles of side 1 of the protected object. All angles are referred to IL1S1. The following values must result approximately for a clockwise phase rotation: ϕ L1S1 ≈ 0° ϕ L2S1 ≈ 240° ϕ L3S1 ≈ 120°

If the angles are wrong, reverse polarity or swapped phase connections on side 1 of the protected object may be the cause.


Re-check the plant connections to the device and the test arrangement and correct them.

Repeat test and re-check the current angles.

Phase angle measurement for side 2 with test current:

Read out the phase angles under Measurement → Secondary Values → Angles of side 2 of the protected object. All angles are referred to IL1S1.

Secondary Values

Currents: Side 1 Currents: Side 2

–90°

0° 0°±180° ±180°

+90° +90°

–90°


1.01 A,0.98 A,0.99 A,

0.0 °240.2 °119.1 °


0.99 A,0.97 A,0.98 A,

177.9 °58.3 °

298.2 °



Consider that always the currents flowing into the protected object are defined as pos-itive. That means that, with through-flowing in-phase currents, the currents leaving the protected object at side 2, have reversed polarity (180° phase displacement) against the corresponding in-flowing currents at side 1. Exception: With transverse differential protection, the currents of the corresponding phase have equal phase!

For clockwise phase rotation, approximately the values according to Table 3-11 result.

If considerable deviations occur, reversed polarity or swapped phases are expected on side 2.

Deviation in individual phases indicates reversed polarity in the related phase cur-rent connection or acyclically swapped phases.

If all phase angles differ by the same value, phase current connections of side 2 are cyclically swapped or the connection group of the transformer differs from the set group. In the latter case, re-check the matching parameters (Subsection 2.1.2 un-der margin “Object Data with Transformers”, page 68) under addresses 242, 245, and 246.

If all phase angles differ by 180°, the polarity of the complete CT set for side 2 is wrong. Check and correct the applicable power system data (cf. Subsection 2.1.2 under “Current Transformer Data for 2 Sides”, page 71): address 201 STRPNT->OBJ S1 for side 1, address 206 STRPNT->OBJ S2 for side 2.

For single-phase busbar protection refer to Subsection 2.1.2 under header margin “Current Transformer Data for Single-phase Busbar Protection”.

If connection errors are assumed:


Re-check the plant connections to the device and the test arrangement and correct them.

Repeat test and re-check the current angles.

Measuring Differen-tial and Restraint Currents

Before the tests with symmetrical currents are terminated, the differential and restraint currents are examined. Even though the above tests with symmetrical current should have widely detected connection errors, nevertheless, errors are possible concerning current matching and the assignment of the connection group cannot be completely excluded.

Table 3-11 Phase indication dependent on the protected object (three-phase)

Prot. object → Generator/Motor/

Busbar/Line

Transformer with connection group numeral 1)

↓ Phase angle 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

ϕ L1S2 180° 180° 150° 120° 90° 60° 30° 0° 330° 300° 270° 240° 210°

ϕ L2S2 60° 60° 30° 0° 330° 300° 270° 240° 210° 180° 150° 120° 90°

ϕ L3S2 300° 300° 270° 240° 210° 180° 150° 120° 90° 60° 30° 0° 330°1) The stated angles are valid if the high-voltage winding is side 1. Otherwise read 360° minus the stated angle



The differential and restraint currents are referred to the nominal currents of the pro-tected object. This must be considered when they are compared with the test currents.

Read out the differential and restraint currents under Measurement → Percent Values → Differential and Restraint Currents.

In the “IBS-Tool”, the differential and restraint currents are displayed as a graph in a characteristics diagram. An example is illustrated in Figure 3-19.

Figure 3-19 Differential and restraint currents — example for plausible currents

The differential currents must be low, at least one scale less than the currents flow-ing through.

The restraint currents correspond to twice the through-flowing test currents.

Tripping Characteristics

IDiffL1 = IDiffL2 = IDiffL3 =

0.03 I/InO0.02 I/InO0.10 I/InO

1

2

3

1 2 3

Diff.-CurrentI/InO

Rest.-CurrentI/InO

IRestL1 = IRestL2 = IRestL3 =

0.80 I/InO0.74 I/InO0.78 I/InO

Diff.-Current Rest.-Current

Parameter I DIFF >: I/InOParameter I DIFF> >:

0.3 7.5 I/InO



If there are differential currents in the size of the restraint currents (approximately twice the through-flowing test current), you may assume a polarity reversal of the current transformer(s) at one side. Check the polarity again and set it right after short-circuiting all the six current transformers. If you have modified these current transformers, also perform an angle test.

If there are differential currents which are nearly equal in all three phases, matching of the measured values may be erroneous. Wrong connection group of a power transformer can be excluded because they should have been detected during the phase angle test. Re-check the settings for current matching. These are mainly the data of the protected object:

− For all kind of power transformers, addresses 240, 243 and 249 under “Object Data with Transformers”, (page 68) and addresses 202, 203, 207 and 208 under “Current Transformer Data for 2 Sides” (page 71).

− For generators, motors, reactors, addresses 251 and 252 under “Object Data with Generators, Motors and Reactors” (page 70) and addresses 202, 203, 207 and 208 under “Current Transformer Data for 2 Sides” (page 71).

− For mini-busbars, address 265 under “Object Data with Mini-Busbars, Branch-Points, Short Lines” (page 70) and addresses 202, 203, 207 and 208 under “Current Transformer Data for 2 Sides” (page 71).

− For single-phase busbar protection, addresses 261 and 265 under “Object Data with Busbars with up to 7 Feeders” (page 71) and addresses 212 to 233 under “Current Transformer Data for Single-phase Busbar Protection” (page 73). If interposed summation transformers are used, matching errors can be caused by wrong connections at the summation CTs.

Finally, switch off the test source and the protected object (shut down the generator).

If parameter settings have been changed for the tests, reset them to the values nec-essary for operation.

3.3.7 Zero Sequence Current Tests on the Protected Object

The zero sequence current tests are only necessary if the starpoint of a three-phase object or a single-phase transformer is earthed and if the current between starpoint and earth is available and fed to the current input I7 of the device.

The polarity of this earth current (starpoint current) at I7 is essential for zero sequence current correction of the differential protection (increased earth fault sensitivity) and the restricted earth fault protection.

No polarity check is necessary for I7 (and/or I8) if only the magnitude of the respective current is processed (e.g. for time overcurrent protection).

Note:

It must be taken into consideration that tripping may occur if connections were made wrong.



Preparation of Zero Sequence Current Tests

Zero sequence current measurements are always performed from that side of the pro-tected object where the starpoint is earthed, on auto-transformers from the high-volt-age side. Power transformers shall be equipped with a delta winding (d–winding or compensating winding). The side which is not included in the tests remains open as the delta winding ensures low-ohmic termination of the current path.

The test arrangement varies with the application. Figures 3-20 to 3-24 show schematic examples of arrangements.

Figure 3-20 Zero sequence current measurement on a star-delta transformer

Figure 3-21 Zero sequence current measurement on a star-star transformer with compensation winding

DANGER! Operations in the primary area must be performed only with plant sections voltage-free and earthed! Perilous voltages may occur even on voltage-free plant sections due to capacitive influence caused by other live sections.

~ Test source

7UT612

~ Test source

7UT612



Figure 3-22 Zero sequence current measurement on a zig-zag-winding

Figure 3-23 Zero sequence current measurement on a delta winding with neutral earthing reactor within the protected zone

Figure 3-24 Zero sequence current measurement on an earthed single-phase transformer

~ Test source

7UT612

~ Test source

7UT612

~ Test source

7UT612



Realization of Zero Sequence Current Tests

For this commissioning tests, the zero sequence current must be at least 2 % of the rated relay current for each phase, i.e. the test current at least 6 %.

This test cannot replace visual inspection of the correct current transformer connec-tions. Therefore, the inspection according to Section 3.2.2 is a prerequisite.

Switch on test current.

Read out the current magnitudes under Measurement → Secondary Values → Operational values, secondary and compare them with the real values:

− All phase currents of the tested side correspond to approximately 1/3 of the test current (1/2 with single-phase transformers).

− 3I0 of the tested side corresponds to the test current.

− Phase currents and zero sequence current of the other side are, on transformers, nearly 0.

− Current I7 correspond to the test current.

Deviation can practically occur only for the current I7 because the phase currents had been tested already during the symmetrical tests. When deviations are in I7:


Re-check the I7 connections and the test arrangement and correct them.


Measuring Differen-tial and Restraint Currents

The differential and restraint currents are referred to the nominal currents of the pro-tected object. This must be considered when they are compared with the test currents.

Switch on test current.

Read out the differential and restraint currents under Measurement → Percent Values → Differential and Restraint Currents.

The differential current of the restricted earth fault protection IDiffREF must be low, at least one scale less than the test current.

The restraint current IRestREF corresponds to twice the test current.

If the differential current is in the size of the restraint current (approximately twice the test current), you may assume a polarity reversal of the current transformer for I7. Check the polarity again and compare it with the setting in address 230 EARTH. ELECTROD (cf. also Subsection 2.1.2 under margin “Current Transformer Data for Current Input I7” (page 74).

If there is a differential current which does not correspond to twice the test current, the matching factor for I7 may be incorrect. Check the setting relevant for current matching. These are mainly the data of the protected object (Subsection 2.1.2):

− addresses 241 and 244 under “Object Data with Transformers”, (page 68) and

− addresses 232 and 233 under “Current Transformer Data for Current Input I7” (page 74).



Check also the differential currents IDiffL1, IDiffL2, IDiffL3.

The differential currents of the differential protection must either be low, at least one scale less than the test current. If considerable differential currents occur, re-check the settings for the starpoints:

− Starpoint conditioning of a transformer: addresses 241 STARPNT SIDE 1, 244 STARPNT SIDE 2, Subsection 2.1.2 under margin “Object Data with Transformers”, (page 68), as well as

− the assignment of the starpoint current transformer to the input I7: address 108 I7-CT CONNECT., Subsection 2.1.1 under “Special Cases” (page 64).

Countercheck: The restraint currents of the differential protection IRestL1, IRestL2, IRestL3 are equally small. If all tests have been successful until now, this should be ensured.

Finally, switch off the test source and the protected object (shut down the generator).

If parameter settings have been changed for the tests, reset them to the values nec-essary for operation.

3.3.8 Checking for Busbar Protection

General For single-phase busbar protection with one device per phase or with summation transformers, the same checks have to be performed as described in Subsection 3.3.6 “Symmetrical Current Tests on the Protected Object”. Please observe the following 4 notes:

1. Checks are often done with operational currents or primary testing devices. Please take note of all warnings you can find in the sections and be aware of the fact that you will require a backup protection at the supplying point.

2. Checks have to be performed for every current path, beginning with the supplying feeder.

3. When using one device per phase, checks are to be performed for each phase. In the following you can find some more information on summation transformers.

4. However, each check is restricted on one current pair, i.e. on the one traversing testing current. Information on vector group matching and vectors (except the phase angle comparison of the traversing current = 180° at the sides tested) or similar is not relevant.

Connection via Summation CTs

If summation transformers are used, different connection possibilities exist. The fol-lowing clarification are based on the normal connection mode L1–L3–E according to Figure 3-25. Figure 3-26 applies for connection L1–L2–L3.

Single-phase primary tests are to be preferred, since they evoke clearer differences in the measured currents. They also detect connecting errors in the earth current path.

The measured current to be read out in the operational measured values only corre-sponds to the testing current if three-phase symmetrical check is performed. In other



cases there are deviations which are listed in the figures as factor of the testing cur-rent.

Figure 3-25 CT connection L1–L3–E

Figure 3-26 CT connection L1–L2–L3

Deviations which cannot be explained by measuring tolerances may be caused by connection errors or matching errors of the summation transformers:

Switch off the test source and the protected object and earth it.

Re-check the connections and the test arrangement and correct them.


The phase angles must be 180° in all cases.

Check the differential and restraint currents.

If single-phase primary checks cannot be carried out but only symmetrical operational currents are available, polarity or connecting errors in the earth current path with sum-mation transformer connection L1–L3–E according to Figure 3-25 will not be detected with the before-mentioned checks. In this case, asymmetry is to be achieved by sec-ondary manipulation.

Therefore the current transformer of phase L2 is short-circuited. See Figure 3-27.

IL3

L1

IL1 SCT IM

3I0

1

2

3

L2 L3

Test Current Measured Current

L1–L2–L3 (sym.)L1–L2L2–L3L3–L1L1–EL2–EL3–E

1.001.150.580.582.891.732.31

Test Current Measured Current

L1–L2–L3 (sym.)L1–L2L2–L3L3–L1L1–EL2–EL3–E

1.000.581.150.581.150.581.73

IL2

L1

IL1 SCT IM

IL3

1

2

3

L2 L3



Figure 3-27 Unsymmetrical test with summation CT connection L1–L3–E

The measured current is now 2.65 times the current of the symmetrical test.

This test must be carried out for each summation CT.

3.3.9 Checking for Current Input I8

Checks concerning the measured current input I8 extremely depend on how this measuring input is applied.

By any means, the matching factor for the magnitude has to be checked (address 235, see also Subsection 2.1.2, margin heading “Current Transformer Data for Current In-put I8”, page 75). Polarity check is not required since only the current magnitude is de-tected.

With high-impedance protection the current at I8 corresponds to the fault current in the protected object. Polarity of all current transformers supplying the resistor, whose cur-rent is measured at I8, must be uniform. Here, traversing currents are used as for dif-ferential protection checks. Each current transformer must be included into a meas-urement. The current at I8 must not exceed, by no means, the half of the pickup value of the single-phase time overcurrent protection.

DANGER! All precautionary measures must be observed when working on the instrument transformers! Secondary connections of the current transformers must have been short-circuited before any current lead to the relay is interrupted!

IL3

L1

IL1 SCT IM

3I0

1

2

3

L2 L3



3.3.10 Testing User Specified Functions

7UT612 has a vast capability for allowing functions to be defined by the user, espe-cially with the CFC logic. Any special function or logic added to the device must be checked.

Naturally, general test procedures cannot be given. Rather, the configuration of these user defined functions and the necessary associated conditions must be known and verified. Of particular importance are possible interlocking conditions of the switch-gear (circuit breakers, isolators, etc.). They must be considered and tested.

3.3.11 Stability Check and Triggering Oscillographic Recordings

At the end of commissioning, an investigation of switching operations of the circuit breaker(s), under load conditions, should be done to assure the stability of the protec-tion system during the dynamic processes. Oscillographic recordings obtain the max-imum information about the behaviour of the 7UT612.

Requirements Along with the capability of recording waveform data during system faults, the 7UT612 also has the capability of capturing the same data when commands are given to the device via the service program DIGSI® 4, the serial interfaces, or a binary input. For the latter, the binary input must be assigned to the function “>Trig.Wave.Cap.” (FNo 00004). Triggering for the oscillographic recording then occurs when the input is energized.

An oscillographic recording that is externally triggered (that is, without a protective el-ement pickup or device trip) is processed by the device as a normal fault recording with the exception that data are not given in the fault messages (trip log). The exter-nally triggered record has a number for establishing a sequence.

Triggering with DIGSI® 4

To trigger oscillographic recording with DIGSI® 4, click on Test in the left part of the window. Double click the entry Test Wave Form in the list in the right part of the win-dow to trigger the recording. See Figure 3-28.

A report is given in the bottom left region of the screen. In addition, message segments concerning the progress of the procedure are displayed.

The SIGRA program or the Comtrade Viewer program is required to view and analyse the oscillographic data.

Such test records are especially informative on power transformers when they are trig-gered by the switch-on command of the transformer. Since the inrush current may have the same effect as a single-ended infeed but must not initiate tripping, the effec-tiveness of the inrush restraint is checked by energizing the power transformer several times.

The trip circuit should be interrupted or the differential protection should be switched to DIFF. PROT. = Block relay (address 1201) during this tests in order to avoid tripping.



Figure 3-28 Triggering oscillographic recording with DIGSI® 4 — example

As the pickup signal of the protection is not stabilized, the inrush current will start fault recording automatically provided the pickup threshold is reached.

Conclusions as to the effectiveness of the inrush restraint can be drawn from the re-cording of the differential currents and the harmonic contents. If necessary the inrush current restraint effect can be increased (smaller value of 2. HARMONIC, address 1261) when trip occurs or when the recorded data show that the second harmonic content does not safely exceed the restraining threshold (address 1261). A further method to increase inrush stability is to set the crossblock function effective or to in-crease the duration of the crossblock function (address 1262A CROSSB. 2. HARM). For further detail refer to Subsection 2.2.7 under “Harmonic Restraint”, page 108).

Note:

Do not forget to switch the differential protection ON (address 1201) after completion of the test.



3.4 Окончательная подготовка устройства

Проверьте винтовые соединения; те винты, которые не будут использоваться должны быть слегка закреплены. Убедитесь, что все втычные разъемы устновлены правильно.

Проверьте, все ли уставки введены правильно. Это ответственный шаг, так как некоторые уставки могут изменяться в процессе наладки. Особенно важно проверить защитные функции в конфигурации устройства, ранжирование входов/выходов, а так же данные энергосистемы и переключение групп уставок от A до D (в случае их использования). Все желаемые элемены и функции должны быть установлены в положение ON (ВКЛЮЧЕНЫ). См. главу 2. Сохраните копию всех рабочих уставок на ПК.

Проверьте внутренние часы устройства. При необходимости установите правильное время и дату, если часы не синхронизированы автоматически. Для получения необходимой информации см. Руководство по эксплуатации.

Все буфферы сообщений должны быть очищены, в особенности, буффер эксплуатационных сообений (протокол событий) и буффер повреждений в сети (протокол отключений). Далее сообщения будут относится только к режимам реальной эксплуатации. Для очистки буфферов нажмите MAIN MENU (ОСНОВНОЕ МЕНЮ) → Annunciation (Предупреждающие сообщения) → Set/Reset (Установка/Сброс). Для получения более полной информации см. Руководство по эксплуатации. Счетчики статистики отключений и функции, определенные пользователем, так же должны быть сброшены. Для этого необходимо нажать MAIN MENU (ОСНОВНОЕ МЕНЮ) → Annunciation (Предупреждающие сообщения) → Statistic (Статистика).

Нажмите клавишу несколько раз, для возврата к дисплею по умолчанию.

Сбросьте светодиоды нажатием клавиши , расположенной на лицевой панели терминала. Выходные реле, которые сработали до того как были сброшены светодиоды, так же возвращаются в исходное состояние. Далее светодиоды будут отражать реальные режимы эксплуатации. При нажатии на клавишу производится проверка всех светодиодов. Когда клавиша нажата все светодиоды должны светиться. Светодиоды, которые остаются во включенном состоянии после отпускания этой клавиши, сигнализируют о событиях текущего режима.

Зеленый светодиод “RUN” (“Работа”) должен светиться, а красный “ERROR” (“Ошибка”) должен быть отключен.

Закройте защитные крышки. Если имеется испытательный блок, то он должен быть переведен в рабочее состояние.

Теперь терминал готов к работе.

Внимание! Не используйте излишнюю силу! Вращающие моменты не должны быть превышены, поскольку при этом можно сорвать резьбу!

ESC

LED

LED

3.4 Окончательная подготовка устройства



Технические данные 4В этой главе описаны технические данные устройства SIPROTEC® 4 7UT612 и его индивидуальные функции. Здесь же приводятся предельные значения, которые не могут быть превышены ни при каких обстоятельствах. Кроме электрических и функциональных данных, в этой главе приводятся механические данные с указаниями размеров устройства 7UT612.

4.1 Общие данные устройства 296

4.2 Дифференциальная защита 306

4.3 Ограниченная защита от замыканий на землю 311

4.4 Максимальная токовая защита с выдержкой времени для фазных токов и тока нулевой последовательности 313

4.5 Максимальная токовая защита с выдержкой времени для тока замыкания на землю 320

4.6 Динамическое срабатывание при холодной нагрузке для максимальной токовой защиты с выдержкой времени 321

4.7 Однофазная максимальная токовая защита с выдержкой времени 322

4.8 Защита от несбалансированной нагрузки 323

4.9 Термическая защита от перегрузки 324

4.10 Датчики температуры для определения перегрузкиn 326

4.11 Защита от отказа выключателя 327

4.12 Внешние команды на отключение 327

4.13 Функции контроля 328

4.14 Вспомогательные функции 329

4.15 размеры 331

4 Технические данные


4.1 Общие данные устройства

4.1.1 Аналоговые входы

Номинальная частота fN 50 Гц / 60 Гц / 162/3 Гц (устанавлив.)

Входы по току Номинальный ток IN 1 A или 5 A или 0.1 A (измен.)

Потребл. мощность на один вход I1 - I7 – при IN = 1 A приблизит. 0.02 ВА – при IN = 5 A приблизит. 0.2 ВА – при IN = 0.1 A приблизит. 1 мВА – для высокочувствит. входа I8 при 1 Aприблизит. 0.05 ВА

Перегрузочная способность по току I1 - I7 – термическая (абс.) 100 · IN в течение 1 с

30 · IN в течение 10 с 4 · IN продолжительно

– динамическая (импульсн.) 1250 A (половина цикла)

Перегруз. способность по току для высокочувствит. входа I8 – термическая (абс.) 300 A в течение 1 с

100 A в течение 10 с 15 A продолжительно

– динамическая (импульсн.) 750 A (половина цикла)

Требования к трансформаторам тока

Коэффициент нагрузки

макс. отношение ном. первичн. тока трансформаторов тока к ном. току объекта

4.1.2 Источник питания

Постоянное напряжение

Напряжение питания через встроенный преобразователь DC/DC:

Допустимая пульсация переменного напряжения, между пиками ≤15 % от ном. напряжения питания

n’ 4Ikd maxIN prim------------------⋅≥ при τ ≤ 100 мс

n' nPN Pi+P' Pi+-------------------⋅=

n’ 5Ikd maxIN prim------------------⋅≥ при τ > 100 мс

INprim transfINprim obj----------------------------

4 для фазных токов8 äëÿ òîêîâ çàì. íà I7

≤

Номинальное постоянное напряжение питания UNDC

24/48 В пост. тока 60/110/125 Впост. тока

Допустимые диапазоны напряжения 19 - 58 Впост. тока 48 - 150 Впост. тока

Номинальное постоянное напряжение питания UNDC

110/125/220/250 Впост. тока

Допустимые диапазоны напряжения 88 - 300 Впост. тока



Потребление мощности – статич. приблизит. 5 Вт – возбужд. приблизит. 7 Вт

Перекрываемое время потери напряжения≥50 мс при UH = 48 В и UNDC ≥ 110 В при обрыве/КЗ в цепях питания ≥20 мс при UH = 24 В и UNDC = 60 В

Переменное напряжение

Напряжение питания через встроенный преобразователь AC/DC

Потребление мощности– статич. приблизит. 6.5 ВА – возбужд. приблизит. 8.5 ВА

Перекрываемое время потери напряжения при обрыве/КЗ в цепях питания ≥ 50 мс

4.1.3 Бинарные входы и выходы

Бинарные входы Количество 3 (назначаются)

Номинальное напряжение 24 В DC - 250 В DC в 2 диап., биполярн.

Пороги переключения устанавливаются перемычками – для ном. напряжений 24/48 В DC Uсраб. ≥ 19 В DC

60/110/125 В DC Uвозврат ≤ 14 В DC

– для ном. напряжений 110/125/ Uсраб. ≥ 88 В DC 220/250 В DC Uвозврат ≤ 66 В DC

Потребл. тока, возбужд. приблизит. 1.8 мА не зависимо от напряжения управления

Макс. допустимое напряжение 300 В DC

Импульсный фильтр на входе 220 нФ конденсатор связи при 220 В с временем восстановления >60 мс

Бинарные выходы

Сигнальные/командные реле (см. общие схемы в разделе A.2 Приложений A)

Количество: 4, каждый с 1 НР контактом (своб. напр.) (назнач.)

Откл. способность MAKE 1000 Вт/ВАBREAK 30 ВА

40 Вт активн.25 Вт для L/R ≤ 50 мс

Сигнальное реле 1, с 1 НР или НЗ контактом (переключ.)

Откл. способность MAKE 1000 Вт/ВА BREAK 30 ВА

40 Вт активн.25 Вт для L/R ≤ 50 мс

Номинальное переменное напряжение питания UNAC

115/230 В перем. тока

Допустимые диапазоны напряжения 92 - 265 В перем. тока



Напряжение переключения 250 В

Допустимый ток на контакт 5 A продолжительно 30 A в течение 0.5 с

Допустимый полный ток по общей линии 5 A продолжительно 30 A в течение 0.5 с

4.1.4 Интерфейсы связи

Рабочий интерфейс

– Подключение на лицевой панели, не изолир., RS 232 9-штырьковая DSUB розерка

для подключения ПК

– Работа с программой DIGSI® 4

– Скорость передачи мин. 4 800 Бод; макс. 115200 Бод завод. уставка: 38400 Бод; четн.: 8E1

– Макс. расстояние передачи приблизит. 15 м (50 футов)

Сервисный /модемный интерфейс (опция)

RS232/RS485/оптич. изолир. инт-с для передачи данных соотв. версии заказа для работы с программой DIGSI® 4

или с подключением термодатчика

RS232

– Подключение утопленный монтаж задняя панель, расположение “C” 9-штырьковая DSUB розерка

навесная установка на наклонном выступе внизу корпуса

экранированный кабель данных

– Напряж. тестир. 500 В; 50 Гц

– Скорость передачи мин. 4 800 Бод; макс. 115200 Бод завод. уставка: 38400 Бод


RS485

– Подключение утопленный монтаж задняя панель, расположение “C” 9-штырьковая DSUB розерка


экранированный кабель данных

– Напряж. тестир. 500 В; 50 Гц

– Скорость передачи мин. 4 800 Бод; макс. 115200 Бод завод. уставка: 38400 Бод


Оптоволокно



– Тип соединения ST-соединитель утопленный монтаж задняя панель, расположение “C” навесная установка на наклонном выступе внизу корпуса

– Длина волны λ = 820 нм

– Лазер 1 класса в соотв. EN 60825–1/ –2исп. стекловолокна 50/125 мкм или исп. стекловолокна 62.5/125 мкм

– Допуст. оптич. сигнальное ослаб. макс. 8 дБод стекловол. 62.5/125 мкм

– Макс. расстояние передачи приблизит. 1.5 км (1 миля)

– Характ. откл. состояния выбир.; заводская уставка: “Light off”

Системный (SCADA) интерфейс (опция)

RS232/RS485/оптич. изолир. инт-с для передачи данных Profibus RS485/Profibus Optical в главный терминал соотв. версии заказа

RS232

– Подключение утопленный монтаж задняя панель, расположение “B” 9-штырьковая DSUB розетка


– Напряжение тестир. 500 В; 50 Гц

– Скорость передачи мин. 4800 Бод, макс. 38400 Бод завод. уставка: 19200 Бод


RS485



– Напряжение тестир. 500 В, 50 Гц

– Скорость передачи мин. 4800 Бод, макс. 38400 Бод завод. уставка: 19200 Бод


Оптоволокно

– Тип подключения ST-соединитель утопленный монтаж задняя панель, расположение “B” навесная установка на наклонном выступе внизу корпуса


– Лазер 1 класса в соотв. EN 60825–1/ –2исп. стекловолокно 50/125 мкм илиисп. стекловолокно 62.5/125 мкм

– Допуст. оптич. сигнальное ослаб макс. 8 дБод исп. стеклов. 62.5/125 мкм


– Характ. откл. состояния выбир.; заводская уставка: “Light off”



Profibus RS485 (FMS и DP)

– Подключениеутопленный монтаж задняя панель, расположение “B” 9-штырьковая DSUB розетка



– Скорость передачи до 1.5 МБод

– Макс. расстояние передачи 1000 м (3300 футов)при ≤ 93.75 кБод 500 м (1640 футов)при ≤ 187.5 кБод 200 м (660 футов)при ≤ 1.5 МБод

Profibus оптич. (FMS и DP)

– Тип подключения ST-розетка FMS: одно или двух кольцевая в зависимости от версии заказаDP: только двух кольцевая

– Подключение утопленный монтаж задняя панель, расположение “B” навесная установка на наклонном выступе внизу корпуса

– Скорость передачи до 1.5 МБод рекомендуемая: > 500 кБод


– Лазер 1 класса в соотв. EN 60825–1/ –2исп. стекловолокно 50/125 мкм или исп. стекловолокно 62.5/125 мкм

– Допуст. оптич. сигнальное ослаб. макс. 8 дБод с стекловол. 62.5/125 мкм

– Макс. расстояние передачи 1.5 км (1 миля)

DNP3.0 RS485

– Подключениеутопленный монтаж задняя панель, расположение “B” 9-штырьковая DSUB розетка



– Скорость передачи до 19200 Бод

– Макс. расстояние передачи 1000 м (3300 футов)

DNP3.0 оптич.

– Тип подключения ST-розетка передатчик/приемник




– Лазер 1 класса в соотв. EN 60825–1/ –2исп. стекловолокно 50/125 мкм илиисп. стекловолокно 62.5/125 мкм

– Допуст. оптич. сигнальное ослаб. макс. 8 дБод с стокловол. 62.5/125 мкм

– Макс. расстояние передачи 1.5 км (1 миля)



MODBUS RS485





– Макс. расстояние передачи 1000 м (3300 футов)

MODBUS LWL

– Тип подключения ST-розетка передатчик/приемник




– Лазер 1 класса в соотв. EN 60825–1/ –2исп. стекловолокно 50/125 мкм или исп. стекловолокно 62.5/125 мкм

– Допуст. оптич. сигнальное ослаб. макс. 8 дБод с стекловол. 62,5/125 мкм



– Тип сигнала DCF77/IRIG B-сигнал

– Подключение утопленный монтаж задняя панель, расположение “A” 9-штырьковая DSUB розетка


– Ном. сигн. напряжение выбир. 5 В, 12 В или 24 В

– Уровни сигналов и нагрузки:

4.1.5 Электрические испытания

Спецификации Стандарты: IEC 60255 (стандарты продукции) ANSI/IEEE C37.90.0; C37.90.0.1; C37.90.0.2 DIN 57435 часть 303 Также см. индивидуальные испытания

Номинальное входное напряжение сигнала5 В 12 В 24 В

UIВыс 6.0 В 15.8 В 31 ВUIНиз 1.0 В при IIНиз= 0.25мА 1.4 В при IIНиз= 0.25 мА 1.9 В при IIНиз= 0.25 мАIIВыс 4.5 мА - 9.4 мА 4.5 мА - 9.3 мА 4.5 мА - 8.7 мАRI 890 Ω при UI = 4 В

640 Ω при UI = 6 В1930 Ω при UI = 8.7 В1700 Ω при UI = 15.8 В

3780 Ω при UI = 17 В3560 Ω при UI = 31 В



Проверка изоляции

Стандарты: IEC 60255–5 и 60870–2–1

– Исп. высок. напр. (типовое испытание)2.5 кВ (абс); 50 Гц все цепи кроме цепей ист. питания, бинарных входов и коммуник./синхр. времени интерф.

– Исп. высок. напр. (типовое испытание)3.5 кВ только цепи ист. пит. и бин. входы

– Исп. высок. напр. (типовое испытание)500 В (абс); 50 Гц только изолир. коммуник./синхр. времени интерфейсов

– Испыт. имн. напр. (типовое испыт.) 5 кВ (пик); 1.2/50 мкс; 0.5 Дж; 3 положит. все цепи кроме коммуник. и 3 отрицат. импульса с интерв. в 5 с /синхр. времени интерфейсов, класс III

EMC тесты; испытания на помехо-устойчивость (типовые испытания)

Стандарты: IEC 60255–6 и –22 (стандарты продукц.) EN 50082–2 (стандарт) DIN 57435 часть 303

– Испытание высокой частотой 2.5 кВ (пик); 1 мГц; τ = 15 мкс; IEC 60255–22–1, класс III 400 импульсов в с; длительность исп. 2 с и VDE 0435 часть 303, класс III Ri = 200 Ω

– Электростатические разряды 8 кВ контактный разряд; IEC 60255–22–2 класс IV 15 кВ воздушный разряд, обе полярн.; и IEC 61000–4–2, класс IV 150 пФ; Ri = 330 Ω

– ЭМ излучение ВЧ полем, без модуляцииIEC 60255–22–3 (отчет) 10 В/м; 27 МГц - 500 МГц; класс III

– ЭМ излучение ВЧ полем, амплитудн. 10 В/м; 80 МГц - 1000 МГц; 80 % AM; модуляция; IEC 61000–4–3, класс III 1 кГц

– ЭМ излучение ВЧ полем, 10 В/м; 900 МГц; честота повторенияимпульсная модуляция 200 Гц; цикл 50 % IEC 61000–4–3/ENV 50204, класс III

– Быстрый ПП, перем. возмущение 4 кВ; 5/50 нс; 5 кГц; прод. разр. = 15 мс; IEC 60255–22–4, IEC 61000–4–4 частота повтор. 300 мс; обе полярности; класс IV Ri = 50 Ω; продол. тестир. 1 мин

– Импульсное перенапряжение (SURGE)IEC 61000–4–5, класс изоляции 3 имп.: 1.2/50 мкс

ист. питания общ. реж.: 2 кВ; 12 Ω; 9 мкФ дифф. реж.: 1 кВ; 2 Ω; 18 мкФ

аналог. входы, бин. входы общ. реж.: 2 кВ; 42 Ω; 0.5 мкФи выходы дифф. реж.: 1 кВ; 42 Ω; 0.5 мкФ

– Линейный ВЧ проводник, амплитудн. модуляция IEC 61000–4–6; класс III 10 В; 150 кГц - 80 МГц; 80 % AM; 1 кГц

– Магнитное поле с частотой сети IEC 61000–4–8, класс IV; 30 A/м прод.; 300 A/m в течении 3 с; IEC 60255–6 50 Гц; 0.5 мT; 50 Гц



– Способн. выдерж. колеб. перенапр. 2.5 - 3 êÂ (ïèê); 1 - 1.5 ÌÃö ANSI/IEEE C37.90.1 çàòóõ. âîëíà; 50 пиков в с;

äëèòåëüíîñòü 2 ñ; Ri = 150 Ω - 200 Ω

– Способн. выдерж. быстротек. перех. 4 кВ - 5 кВ; 10/150 нс; 50 пиков в с; перенапр., ANSI/IEEE C37.90.1 обе полярн.; длительность 2 с; Ri = 80 Ω

– Радиоакт. ЭМ излучение 35 В/м; 25 МГц - 1000 МГц ANSI/IEEE стд C37.90.2 амплитудн. и имп. модуляции

– Затухающие колебания 2.5 кВ (пик), переменной полярности; IEC 60694, IEC 61000–4–12 100 кГц, 1 МГц, 10 МГц и 50 МГц;

Ri = 200 Ω

EMC тесты; электромагнитная совместимость (типовые испытания)

Стандарт: EN 50081–* (общий стандарт)

– Помехи проводимости, 150 кГц - 30 МГц только напряжение ист. питания пред. класс B IEC–CISPR 22

– Радио помехи 30 МГц - 1000 МГцIEC–CISPR 22 пред. класс B

4.1.6 Механические испытания

Вибрация и удары во время эксплуатации

Стандарты: IEC 60255–21 и IEC 60068

– Вибрация синусоидальная IEC 60255–21–1, класс 2 10 Гц - 60 Гц: ±0.075 мм амплитудаIEC 60068–2–6 60 Гц - 150 Гц: 1 g ускорение

Скорость развертки1 октава/мин 20 циклов в 3 ортогональных осях.

– Удар полусинусоид.IEC 60255–21–2, класс 1 ускорение 5 g, длит. 11 мс, IEC 60068–2–27 по 3 удара во всех направлениях

3 ортгогональных осей

– Сейсмические колебания синусоидальные IEC 60255–21–3, класс 1 1 Гц - 8 Гц: ± 3.5 мм амплитудаIEC 60068–3–3 (горизонтальная ось)

1 Гц - 8 Гц: ± 1.5 мм амплитуда(вертикальная ось) 8 Гц - 35 Гц: 1 g ускорение (горизонтальная ось) 8 Гц - 35 Гц: 0.5 g ускорение (вертикальная ось) Скорость развертки1 октава/мин 1 цикл в 3 ортогональных осях

Вибрация и удары при транспортировке

Стандарты: IEC 60255–21 и IEC 60068



– Вибрация синусоидальная IEC 60255–21–1, класс 2 5 Гц - 8 Гц: ±7.5 мм амплитудаIEC 60068–2–6 8 Гц - 150 Гц: 2 g ускорение

Скорость развертки1 октава/мин 20 циклов в 3 ортогональных осях

– Удар полусинусоид.IEC 60255–21–2, класс 1 ускорение 15 g; длит. 11 мс; IEC 60068–2–27 по 3 удара во всех направлениях

3 ортгогональных осей

– Продолжительные удары полусинусоид. IEC 60255–21–2, класс 1 ускорение 10 g; длит. 16 мс; IEC 60068–2–29 1000 ударов в

3 ортогональных осях

4.1.7 Проверка климатических условий

Температура окружающей среды

Стандарты: IEC 60255–6

– рекомендуемая темп. при эксплуат. –5 °C - +55 °C (+23 °F - +131 °F)

– временно допуст. –20 °C - +70 °Cтемпература при эксплуатации (–4 °F - 158 °F)

критич. состояние, т.е. нет сраб. и индикации

– врем. допуст. темпер. при хранении –25 °C - +55 °C (–13 °F - 131 °F)

– врем. допуст. темпер. при транспорт.–25 °C - +70 °C (–13 °F - 158 °F)

Хранение и транспортировка только в стандартной заводской упаковке!

Влажность Допустимая влажность Относит. влажн. в средн. за год ≤75 % относит. влажность в течен. 56 дней вгоду до 93%, конденсация не допустима!

Устанавливать устройства рекомендуется таким образом, чтобы они не подвергались воздействию прямых солнечных лучей и сильным колебаниям температуры, при которых возможна конденсация влаги.

4.1.8 Условия эксплуатации

Конструкция устройства рассчитана на эксплуатацию в обычных релейных помещениях и установках, так, чтобы при правильной установке обеспечивалась электромагнитная совместимость (EMC). Дополнительно рекомендуется следующее:

• Все контакты и реле, которые расположены в том же шкафу или на той же панели, где работают и цифровые защитные устройства, как правило, должны оснащаться соответствующими гасящими элементами.

Видимость на экране снижается при темпер. +55 °C/130



• На подстанциях напряжением 100 кВ и выше, все внешние кабели должны быть снабжены защитным экраном, заземленным с обоих концов. Экран должен выдерживать токи повреждения. На подстанциях с более низкими рабочими напряжениями, особых мер предосторожности обычно не требуется.

• Вынимать или вставлять отдельные блоки под напряжением не разрешается. В вынутом состоянии многие конструктивные элементы подвергаются опасности из-за электростатических зарядов, при работе с блоками необходимо учитывать предписания ESD (для электростатических опасных конструктивных элементов). В закрытом состоянии никакой опасности не существует.

4.1.9 Конструкция

Корпус 7XP20

Размеры см. рис. раздел 4.15

Вес (масса), приблизит.

– корпус для утопленного монтажа 1/2 5.1 кг (111/4 lb) – корпус для навесной установки1/2 9.6 кг (211/4 lb)

Степень защиты в соотв. с IEC 60529 – для устройствакорпус для навесной установки IP 51 корпус для утопленного монтажа

спереди IP 51 сзади IP 50

– для защиты персонала IP 2x клеммы с защитной крышкой




4.2.1 Общие положения

Величины срабатывания

Дифф. ток IDIFF>/INobj 0.05 - 2.00 (шаг 0.01)

Ступень с большим токомIDIFF>>/INobj 0.5 - 35.0 (шаг 0.1) или ∞ (ступень не исп.)

Сраб. при включении(коэфф. IDIFF>) 1.0 - 2.0 (шаг 0.1)

Доп. торможение при внешн. поврежд.(IRest > установл. велич.)Iadd-on/INobj 2.00 - 15.00 (шаг 0.01) время работы 2 - 250 циклов (шаг 1 цикл)

или ∞ (эффект. до возврата)

Хар-ка откл. см. Рис.4-1

Погрешности (при наст. параметр.) – IDIFF> ступени и хар-ки 5 % от величины уставки – IDIFF>> ступени 5 % от величины уставки


Выд. врем. ступени IDIFF> TI-DIFF> 0.00 с - 60.00 с (шаг 0.01 с) или ∞ (без откл.)

Выд. врем. ступени IDIFF>> TI-DIFF>> 0.00 с - 60.00 с (шаг 0.01 с) или ∞ (без откл.)

Погрешность 1 % от вел. уставки или 10 мс Уставки по времени являются чистыми выдержками времени


1 2 3 4 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

I–DIFF>>

I–DIFF>

BASE POINT 2BASE POINT 1

Откл-е

IstabINobj---------------

IdiffINobj--------------- Хар-ка повреждения

Блок-е

I–ADD ON STAB

Доп. торможение

5

Где: Idiff Дифф. ток = |I1 + I2| Istab Ток торм. = |I1| + |I2| INobj Ном. ток защищ. объекта



4.2.2 Трансформаторы

Отстройка с помощью гармоник

Коэфф. отстройки 10 % - 80 % (шаг 1 %) (2я гармоника) I2fN/IfN см. Рис. 4-2

Коэфф. отстр. с помощью (n-ой) гармоники 10 % - 80 % (шаг 1 %) (исп. 3. или 5.) InfN/IfN см. Рис. 4-3

Функция перекр. блокирования может быть активизир./деактивизир.маск. время действ. перекр. блокир-я 2 - 1000 AC циклов (шаг 1 цикл)

или 0 (перекр. блок. деактивизир.) или ∞ (актив. до возврата)

Время работы Время сраб./время возврата при питании с одного конца

Коэфф. возврата, приблизит. 0.7

Приведение токов трансформаторов

Векторная группа 0 - 11 (Ч 30°) (шаг 1)

Состояние нейтрали заземл. или не заземл. (для кажд. обм.)

Частота Коррекция частоты в диапазоне 0.9 ≤ f/fN ≤ 1.1 Влияние частоты см. Рис. 4-4

Рисунок 4-2 Влияние торможения от 2ой гармоники (защита трансформатора)

50 Гц 60 Гц 162/3 Гц

38 мс25 мс19 мс



35 мс 30 мс 80 мс

Время сраб. при частоте

при 1.5 · установл. велич. IDIFF>при 1.5 · установл. велич. IDIFF>>при 5 · установл. велич. IDIFF>>

Время возврата, приблизит.

0 0.1 0.2 0.4 0.5

0.2

0.5

0.1

1.0

10.0

5.0

2.0устанавливаетсянапример, 2nd Harmonic = 15 %

устанавливаетсянапример, IDIFF>/INobj = 0.15

устанавливаетсянапример, IDIFF>>/INobj = 10

I2fIfN

IfNINobj

Blocking

Где: Idiff Дифф. ток =

|I1 + I2| INobj Ном. ток защищ.

объекта IfN Ток с ном.

частотой I2f Ток с двойной

ном. частотой

Блок-е

0.3

Откл-е



Рисунок 4-3 Влияние торможения от n-ой гармоники (защита трансформатора)

Рисунок 4-4 Влияние частоты (защита трансформатора)

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5

0.2

0.5

0.1

1.0

10.0

5.0

2.0

устанавливаетсянапример, n-th Harmonic = 40 %


устанавливаетсянапример, IDIFFmax n.HM/INobj = 5

InfIfN

IfNINobj

Блок-е

Откл-е

Где: Idiff Дифф. ток =

|I1 + I2| INobj Ном. ток защищаем.

объектаIfN Ток с ном.

частотой Inf Ток с n-ной

ном. частотой(n = 3 или 4)

0 0.2 0.4 0.6 0.8

0.2

0.5

0.1

1.0

20

5

2


устанавливается

1.0 1.2 1.4

0.3

3

10

f/fN

IDIFF>>/INobj = 5.0

Где: Idiff Дифф. ток = |I1 + I2| INobj Ном. ток защищаемого

объектаIXf Ток с любой частотой

из рабочего диапазона

Откл-еБлок-е

Блок-е

IXfINobj



4.2.3 Генераторы, двигатели, реакторы




Рисунок 4-5 Влияние частоты (защита генератора/двигателя)

50 Гц 60 Гц 162/3 Гц




35 мс 30 мс 80 мс


при1.5 · установл. величина IDIFF>при 1.5 · установл. величина IDIFF>>при 5 · установл. величина IDIFF>>


0 0.2 0.4 0.6 0.8

0.2

0.1

0.3

2

0.6

0.4

IDIFF>>/INobj (устанавливается)

1.0 1.2 1.4

1

f/fN

Величина уставки, например, 0.1

Где:Idiff Дифф. ток = |I1 + I2| INobj Ном. ток защищаемого объекта IXf Ток с любой частотой из

рабочего диапазона

Откл-е

Блок-е

IXfINobj



4.2.4 Шины, ответвления, короткие линии

Контроль дифф. тока

Устойч. контроль дифф. тока Idiff mon/INobj 0.15 - 0.80 (шаг 0.01)

Выд. врем. блокировки контроля дифф. тока Tdiff mon 1 с - 10 с (шаг 1 s)

Управл. током фидера

Откл-е Iguard/INObj 0.20 - 2.00 (шаг 0.01) от управл. током фидера или 0 (всегда)




50 Гц 60 Гц 162/3 Гц




30 мс 30 мс 70 мс


при 1.5 · установл. величина IDIFF>при 1.5 · установл. величина IDIFF>>при 5 · установл. величина IDIFF>>





Уставки Дифф. ток IREF>/INobj 0.05 - 2.00 (шаг 0.01)

Предельный угол ϕREF 110° (fix)

Хар-ка откл-я см. Рис. 4-6

Погрешность сраб-я 5 % при I < 5 · IN

Выд. времени TREF 0.00 с - 60.00 с (шаг 0.01 с) или ∞ (нет откл.)

Погрешность времени 1 % от установл. велич. или 10 мс Уставки по времени являются чистыми выдержками времени

Время работы


Частота Влияние частоты 1 % в диапазоне 0.9 ≤ f/fN ≤ 1.1

50 Гц 60 Гц 162/3 Гц

40 мс37 мс

38 мс32 мс

100 мс80 мс

40 мс 40 мс 80 мс


при 1.5 · уст. вел. IEDS>, приблизит.при 2.5 · уст. вел. IEDS>, приблизит.




Рисунок 4-6 Характеристика отключения ограниченной защиты от замыканий на землю в зависимости от отношений токов нулевой последовательности 3I0"/3I0' (оба тока находятся в одной фазе или противофазе)

-0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 0.3

4

3

2

1

IREFIREF>

3Io"3Io'

Отключ-е




4.4 Максимальная токовая защита с выдержкой времени для фазных токов и тока нулевой последовательности

Характеристики Ступени с независ. выд .врем.(DT) IPh>>, 3I0>>, IPh>, 3I0>

Ступени с инверсн. выд. врем.(IT) IP, 3I0P (в соотв. с IEC или ANSI) может быть выбрана одна из кривых

в соотв. с Рис. 4-7 - 4-9

или характ-ки откл-я и возврата могут быть определены пользователем

Хар-ки сброса (IT) см. Рис. 4-10 и 4-11 (в соотв. с . ANSI с эмуляцией дискаn)

Токовые ступени Ступени с большим токомIPh>> 0.10 A - 35.00 A 1) (шаг 0.01 A) или ∞ (ступень не эффект.)

TIPh>> 0.00 с - 60.00 с (шаг 0.01 с) или ∞ (нет откл.)

3I0>> 0.05 A - 35.00 A 1) (шаг 0.01 A) или ∞ (ступень не эффект.)

T3I0>> 0.00 с - 60.00 с (шаг 0.01 с) или ∞ (нет откл.)

Ступени с независ. выд. врем.IPh> 0.10 A - 35.00 A 1) (шаг 0.01 A) или ∞ (ступень не эффект.)

TIPh> 0.00 с - 60.00 с (шаг 0.01 с) или ∞ (нет откл.)

3I0> 0.05 A - 35.00 A 1) (шаг 0.01 A) или ∞ (ступень не эффект.)

T3I0> 0.00 с - 60.00 с (шаг 0.01 с) или ∞ (нет откл.)

Ступени с инверсн. выд .врем.IP 0.10 A - 4.00 A 1) (шаг 0.01 A)

(в соотв. с IEC) TIP 0.05 с - 3.20 с (шаг 0.01 с) или ∞ (нет откл.)

3I0P 0.05 A - 4.00 A 1) (шаг 0.01 A)

T3I0P 0.05 с - 3.20 с (шаг 0.01 с) или ∞ (нет откл.)

Ступени с инверсн. выд .врем.IP 0.10 A - 4.00 A 1) (шаг 0.01 A)

(в соотв. с ANSI) DIP 0.50 с - 15.00 с (шаг 0.01 с) или ∞ (нет откл.)

3I0P 0.05 A - 4.00 A 1) (шаг 0.01 A)

D3I0P 0.50 с - 15.00 с (шаг 0.01 с) или ∞ (нет откл.)

Погрешности токи 3 % от вел. уст. или 1 % от ном. токас независ. выд. врем. время 1 % от вел. уставки или 10 мс



Погрешности токи Сраб. при 1.05 ≤ I/IP ≤ 1.15; с инверсн. выд. врем. или 1.05 ≤ I/3I0P ≤ 1.15 (в соотв. с IEC время 5 % ± 15 мс при fN = 50/60 Гц

5 % ± 45 мс при fN = 162/3 Гц для 2 ≤ I/IP ≤ 20 и TIP/s ≥ 1; или 2 ≤ I/3I0P ≤ 20 и T3I0P/s ≥ 1

(в соотв. с ANSI) время 5 % ± 15 мс при fN = 50/60 Гц 5 % ± 45 мс при fN = 162/3 Гц

для 2 ≤ I/IP ≤ 20 и DIP/s ≥ 1; или 2 ≤ I/3I0P ≤ 20 и D3I0P/s ≥ 1

Уставки по времени являются чистыми выдержками времени. 1) Вторичные величины основываются на IN = 1 A; для IN = 5 A их необх. умножить на 5.

Время работы для ступеней с независимыми выдержками времени

Время сраб./время возврата ступеней для фазных токов

Время сраб./время возврата ступеней для тока нулевой последовательности

Коэфф. возврата Токовые ступени прибилизит. 0.95 для I/IN ≥ 0.5

Блокировка от броска

Коэфф. блокировки броска 10 % - 45 % (шаг 1 %) (2я гармоника) I2fN/IfN

Нижний передел работы I > 0.2 A 1)

Макс. ток блокир. 0.03 A - 25.00 A 1) (шаг 0.10 A)

Функция перекр. блок. между фазами можно активизир./деактивизир.макс.время действ. перекр. блок. 0.00 с - 180 с (шаг 0.01 с) 1) Вторичные величины основываются на IN = 1 A; для IN = 5 A их необх. умножить на 5.


50 Гц 60 Гц 162/3 Гц

20 мс25 мс

18 мс23 мс

30 мс45 мс

40 мс45 мс

35 мс40 мс

85 мс100 мс

30 мс 30 мс 80 мс


без отстройки от броска тока, мин. без отстройки от броска тока, типичн.

с отстройкой от тока броска, мин. с отстройкой от тока броска, типичн.


50 Гц 60 Гц 162/3 Гц

40 мс45 мс

35 мс40 мс

100 мс105 мс

40 мс45 мс

35 мс40 мс

100 мс105 мс

30 мс 30 мс 80 мс


без отстройки от броска тока, мин. без отстройки от броска тока, типичн.

с отстройкой от тока броска, мин. с отстройкой от тока броска, типичн.




Рисунок 4-7 Харктеристики времени отключения для максимальной токовой защиты с инверсной выдержкой времени и защиты от несбалансированной нагрузки, в соответствии со стандартом IEC

0.1

0.2

0.4

1.6

3.2

0.05

Предельно инверсная:(тип C)

I/Ip

1

0.3

0.1

1 2 3 5 10 20

100

20

10

5

2

0.5

0.2

0.05

Инверсная: Сильно инверсная:(тип B)

Tp

t [с] t [с]

I/Ip I/Ip

1

0.3

0.1

1 2 3 5 10 20

100

20

10

5

2

0.5

0.2

0.05

[с] [с]

1 2 5 10 20

0.3

0.1

100

20

10

2

0.05

5

[с]

0.2

0.5

1

t [с]

3

3

30 30

3

t 0 14,

I Ip⁄( )0.02 1–----------------------------------- Tp⋅=

(тип A)t 13 5,

I Ip⁄( )1 1–---------------------------- Tp⋅=

t 80

I Ip⁄( )2 1–---------------------------- Tp⋅=

0.8

0.1

0.2

0.4

1.6

3.2

0.05

0.8

7

Tp

0.1 0.20.4

1.6

3.2

0.8

Tp

0.05

t время откл.Tp уст. вр. мультиплексора I ток поврежденияt Ip уст. вел. срабатывания

Примечания: Сам. коротк. время откл. при 162/3 Гц - 100 мс. Для остат. тока читайте 3I0p вместо Ip и T3I0p вместо Tp для тока замыкания читайте IEp вместо Ip и TIEp вместо Tp для несбал. нагрузки читайте I2p вместо Ip и TI2p вместо Tp

0.1

0.2

0.4

3.2

0.05

10

3

1

1 2 3 5 10 20

1000

200

100

50

20

2

0.5

Длительноинверсная:

Tp

t [с]

I/Ip [с]

300

0.8

t 120

I Ip⁄( )1 1–---------------------------- Tp⋅=

1.6

не исп. с защитой от несбал. нагр.

30

5

7

10

3

1

1000

200

100

50

20

2

0.5

300

30

5 0.5

3



Рисунок 4-8 Характеристики времени отключения максимальной токовой защиты с инверсной выдержкой времени и защиты от несбалансированной нагрузки, в соответствии со стандартом ANSI/IEEE

Умеренно инверсная

I/Ip

D [с]

1

2

5

10

15

0.5

1

0.3

0.1

1 2 3 5 10 20

100

20

10

0.5

0.2

0.05

t 0.0103

I Ip⁄( )0.02 1–----------------------------------- 0.0228+

D⋅= [с]

3

5

t [с]

2

50

Предельно инверсная

I/Ip

t 5.64

I Ip⁄( )2 1–---------------------------- 0.02434+

D⋅= [с] t 8.9341

I Ip⁄( )2.0938 1–----------------------------------------- 0.17966+

D⋅=

1

0.3

0.1

1 2 3 5 10 20

100

20

10

5

2

0.5

0.2

0.05

Инверсная

D [с]

t [с]

I/Ip

1

2

5

1015

0.5

[с]

3

30

1

0.3

0.1

1 2 3 5 10 20

100

20

10

5

2

0.5

0.2

0.05

Сильно инверсная

D [с]

t [с]

I/Ip

1

2

5

1015

0.5

[с]t 3.992

I Ip⁄( )2 1–---------------------------- 0.0982+

D⋅=

30

3

t время откл.D уст. времяI ток поврежденияIp уст. вел. сраб.

Примечания: Сам. коротк. время откл. при 162/3 Гц - 100 мс. Для остат. тока читайте 3I0p вместо Ip для тока замык. читайте IEp вместо Ip для несбал. нагрузки читайте I2p вместо Ip

D [с]

12

5

1015

0,5 2 3 5 10 20

0,3

0,1

500

20

10

2

0,05

5

0,2

0,5

1

t [с]

30

100

200

3

50

1



Рисунок 4-9 Характеристики времени отключения максимальной токовой защиты с инверсной выдержкой времени, в соответствии со стандартом ANSI/IEEE

t 0.2663

I Ip⁄( )1.2969 1–----------------------------------------- 0.03393+

D⋅=Коротко инверсная

t [с]

I/Ip

D [с]

12

5

1015

0.5

1

0.3

0.1

1 2 3 5 10 20

100

20

10

5

2

0.5

0.2

0.05

[с]

30

3

Определенно инверсная

D [с]

I/Ip

1

2

5

10

15

0.5

1 2 3 5 10 20

0.3

0.1

100

20

10

2

0.05

5

[с]

0.2

0.5

1

t [с]

3

t 0.4797

I Ip⁄( )1.5625 1–----------------------------------------- 2.1359+

D⋅=

30


Длит. инверсная

D [с]

I/Ip

1

2

5

1015

0.5

1 2 3 5 10 20

0.3

0.1

100

20

10

2

0.05

5

[с]t 5.6143I Ip⁄( ) 1–------------------------- 2.18592+

D⋅=

0.2

0.5

1

t [с]

3

50

Примечания: Кр. время откл. при 162/3 Гц - 100 мс. Для остат. тока читайте 3I0p вместо Ip для тока замык. читайте IEp вместо Ip

3

50



Рисунок 4-10 Характеристики времени сброса максимальной токовой защиты с инверсными выдержками времени и защиты от несбалансированной нагрузки с эмуляцией диска, в соотв. с ANSI/IEEE

Предельно инверсная [с]t 5.82

I Ip⁄( )2 1–

----------------------------

D⋅= Инверсная t 8.8

I Ip⁄( )2.0938 1–-----------------------------------------

D⋅=

I/Ip 0.05 0.1 0.2 0.5 1.0

0.3

0.1

500

20

10

2

0.05

5

0.2

0.5

1

t [с]

30

100

0.3

200

3

50 5

2

1

0.5

10

D [с]15

[с]

I/Ip 0.05 0.1 0.2 0.5 1.0

0.3

0.1

500

20

10

2

0.05

5

0.2

0.5

1

t [с]

30

10010

5

2

1

0.5

0.3

200

3

50

D [с]

15

Умеренно инверсная [с]t 0.97

I Ip⁄( )2 1–----------------------------

D⋅=I/Ip

0.05 0.1 0.2 0.5 1.0

0.3

0.1

500

20

10

2

0.05

5

0.2

0.5

1

t [с]

30

100

10

5

2

1

0.5

0.3

200

3

50D [с]

15

[с]t 4.32

I Ip⁄( )2 1–----------------------------

D⋅=I/Ip

0.05 0.1 0.2 0.5 1.0

0.3

0.1

500

20

10

2

0.05

5

0.2

0.5

1

t [с]

30

100

10

5

2

1

0.5

0.3

200

3

50

15

D [с]


Примечания: Для остат. тока читайте 3I0p вместо Ip для тока замык. читайте IEp вместо Ip для несбал. нагрузки читайте I2p вместо Ip

Сильно инверсная



Рисунок 4-11 Харак-ки врем. сброса макс. ток. защиты с инв. выд. врем. с эмуляцией диска, в соотв. с ANSI/IEEE

I/Ip 0.05 0.1 0.2 0.5 1.0

0.3

0.1

500

20

10

2

0.05

5

0.2

0.5

1

t [s]

30

100

1510

5

2

1

0,5

0.3

200

3

50

D [s]

Коротко инверсная [с]t 0.831

I Ip⁄( )1.2969 1–-----------------------------------------

D⋅=

Определенно инверсная [с]t 1.0394

I Ip⁄( )1.5625 1–-----------------------------------------

D⋅=

I/Ip 0.05 0.1 0.2 0.5 1.0

0.3

0.1

500

20

10

2

0.05

5

0.2

0.5

1

t [с]

30

100

1510

5

2

1

0.5

0.3

200

3

50D [с]

Длительно инверснаяt 12.9

I Ip⁄( )1 1–

----------------------------

D⋅= [с]

I/Ip 0.05 0.1 0.2 0.5 1.0

0.3

0.1

500

20

10

2

0.05

5

0.2

0.5

1

t [с]

30

100

0.3

200

3

50

5

2

1

0.5

10

D [с]15

I/Ip

t [с]

1510

5

2

1

0.5

D [с]


Примечания: Для остат. тока читайте 3I0p вместо Ip для тока замык. читайте IEp вместо Ip




Характеристики Ступени с нез. выд. врем.(DT) IE>>, IE>

Ступени с инв. выд. врем.(IT) IEP (в соотв. с IEC или ANSI) может быть выбрана одна из кривых

в соотв. с Рис. с 4-7 по 4-9

хар-ки откл. и сброса могут быть определены пользователем

Хар-ки сброса (IT) см. Рис. 4-10 и 4-11 (в соотв. с ANSI с эмуляцией диска)

Токовые ступени Ступень с большим токомIE>> 0.05 A - 35.00 A 1) (шаг 0.01 A) или ∞ (ступень не эффективна)

TIE>> 0.00 с - 60.00 с (шаг 0.01 с) или ∞ (нет откл.)

Ступень с независ. выд. врем.IE> 0.05 A - 35.00 A 1) (шаг 0.01 A) или ∞ (ступень не эффективна)

TIE> 0.00 с - 60.00 с (шаг 0.01 с) или ∞ (нет откл.)

Ступени с инверс. выд. врем.IEP 0.05 A - 4.00 A 1) (шаг 0.01 A)

(в соотв. с IEC) TIEP 0.05 с - 3.20 с (шаг 0.01 с) или ∞ (нет откл.)

Ступени с инверс. выд. врем.IEP 0.05 A - 4.00 A 1) (шаг 0.01 A)

(в соотв. с ANSI) DIEP 0.50 с - 15.00 с (шаг 0.01 с) или ∞ (нет откл.)

Погрешн. независ. выд. врем.токи 3 % от вел. уст. или 1 % от ном. токавремя 1 % от вел. уст. или 10 мс

Погрешн. инв. выд. врем.токи Сраб. при 1.05 ≤ I/IEP ≤ 1.15 (в соотв. с IEC время 5 % ± 15 мс при fN = 50/60 Гц

5 % ± 45 мс при fN = 162/3 Гц для 2 ≤ I/IEP ≤ 20 и TIEP/s ≥ 1


для 2 ≤ I/IEP ≤ 20 и DIEP/s ≥ 1

Установленные вырежки времени являются чистыми выдержками времени. 1) Вторичные величины основываются на IN = 1 A; для IN = 5 A их необходимо умножить на 5.

4.6 Динамическое срабатывание при холодной нагрузке для максимальной токовой защиты с


Время работы ступеней с независимой выдержкой времени

Время срабатывания/время возврата

Коэфф. возврата Токовые ступени приблизит. 0.95 для I/IN ≥ 0.5

Блокировка от броска тока намагничивания

Коэфф. блок. броска 10 % - 45 % (шаг 1 %) (2ая гармоника) I2fN/IfNНижний предел работы I > 0.2 A 1)

Макс. ток для блокировки 0.30 A - 25.00 A 1) (шаг 0.01 A) 1) Вторичные величины основываются на IN = 1 A; для IN = 5 A их необх. умножить на 5.


4.6 Динамическое срабатывание при холодной нагрузке для максимальной токовой защиты с выдержкой времени

Контроль времени Критерий пуска Бинарный вход от пром. контакта выключателя или токовый критерий(рассм. сторона привязки)

Время размык. выключателяTCB open 0 с - 21600 с (= 6 ч) (или 1 с)

Время действия TActive time 1 с - 21600 с (= 6 ч) (или 1 с)

Ускор. время возврата TStop Time 1 с - 600 с (= 10 мин) (или 1 с) или ∞ (нет ускор. возврата)

Диапазоны уставок и изменяемые величины

Динамич. парамеры Диапазоны уставок и шаги те же, сраб. по току и выд. времени что и для функций на которые оказ. или мультиплексоры времени влияние

50 Гц 60 Гц 162/3 Гц

20 мс25 мс

18 мс23 мс

30 мс45 мс

40 мс45 мс

35 мс40 мс

85 мс100 мс

30 мс 30 мс 80 мс


без отстройки от броска, мин. без отстройки от броска, типичн.

с отстройкой от броска, мин. с отстройкой от броска, типичн.





Токовые ступени Ступени с большим токомI>> 0.05 A - 35.00 A 1) (шаг 0.01 A) 0.003 A - 1.500 A 2) (шаг 0.001 A)или ∞ (ступень не эффективна)

TI>> 0.00 с - 60.00 с (шаг 0.01 с) или ∞ (нет откл.)

Ступени с независ. выд. врем.I> 0.05 A - 35.00 A 1) (шаг 0.01 A) 0.003 A - 1.500 A 2) (шаг 0.001 A)или ∞ (ступень не эффективна)

TI> 0.00 с - 60.00 с (шаг 0.01 с) или ∞ (нет откл.)

Погрешности токи 3 % от вел. уст. или 1 % от ном. тока при IN = 1 A или 5 A;

5 % от вел. уст. или 3 % от ном. тока при IN = 0.1 A

время 1 % от вел. уст. или 10 мс Установленные выдержки времени являются чистыми выдержками времени. 1) Вторичные величины основываются на IN = 1 A; для IN = 5 A их необх. умножить на 5. 2) Вторичн. величины для высочувствит. входа по току I7, не зависят от ном. тока.

Время работы Время срабатывания/время возврата

Коэфф. возврата Токовые ступени приблизит. 0.95 для I/IN ≥ 0.5


Pickup time at frequency

minimum typical

Dropout time, typical


минимальное типичное


50 Гц 60 Гц 162/3 Гц

20 мс30 мс

18 мс25 мс

35 мс80 мс

30 мс 27 мс 80 мс




Характеристики Ступени с независ. выд. врем.(DT) I2>>, I2>

Ступени с инверсн. выд. врем. (IT) I2P (в соотв. с IEC или ANSI) может быть выбрана одна из кривых

в соотв. с Рис. 4-7 или 4-8

Хар-ки возврата (IT) см. Рис. 4-10 (в соотв. с ANSI с эмуляцией диска)

Рабочий диапазон 0.1 A - 4 A 1) 1) Вторичные величины основываются на IN = 1 A; для IN = 5 A их необх. умножить на 5.

Токовые ступени Ступень с большим токомI2>> 0.10 A - 3.00 A 1) (шаг 0.01 A)

TI2>> 0.00 с - 60.00 с (шаг 0.01 с) или ∞ (нет откл.)

Ступень с независ. выд. врем.I2> 0.10 A - 3.00 A 1) (шаг 0.01 A)

TI2> 0.00 с - 60.00 с (шаг 0.01 с) или ∞ (нет откл.)

Ступени с инверсн. выд. врем.I2P 0.10 A - 2.00 A 1) (шаг 0.01 A)

(в соотв. с IEC) TI2P 0.05 с - 3.20 с (шаг 0.01 с) или ∞ (нет откл.)

Ступени с инверсн. выд. врем.I2P 0.10 A - 2.00 A 1) (шаг 0.01 A)

(в соотв. с ANSI) DI2P 0.50 с - 15.00 с (шаг 0.01 с) или ∞ (нет откл.)

Погрешности независ. выд. врем. токи 3 % от вел. уст. или 1 % от ном. токавремя 1 % от вел. уст. или 10 мс

Погрешности инверсн. выд. врем.токи Сраб. при 1.05 ≤ I2/I2P ≤ 1.15; (в соотв. с IEC время 5 % ± 15 мс при fN = 50/60 Гц

5 % ± 45 мс при fN = 162/3 Гц для 2 ≤ I2/2IP ≤ 20 и TI2P/s ≥ 1


для 2 ≤ I2/2IP ≤ 20 и DI2P/s ≥ 1

Установленные выдержки времени являются чистыми выдержками времени. 1) Вторичные величины основываются на IN = 1 A; для IN = 5 A их необх. умножить на 5.

Время работы ступеней с независимой выдержкой времени

Время срабатывания/время возврата

Коэфф. возврата Токовые ступени приблизит. 0.95 для I2/IN ≥ 0.5


Время сраб. при частоте минимальное типичное Время возврата, типичн.

50 Гц 60 Гц 162/3 Гц50 мс55 мс

45 мс50 мс

100 мс130 мс

30 мс 30 мс 70 мс




4.9.1 Защита от перегрузки с использованием термической характеристики

Диапазоны уставок

Коэфф. k в соотв. с IEC 60255–8 0.10 - 4.00 (шаг 0.01)

Пост. времени τ 1.0 мин - 999.9 мин (шаг 0.1 мин)

Коэфф. охлаждения стоящего двигателя(для двигателей) Kτ–коэфф. 1.0 - 10.0 (шаг 0.1)

Терм. ступень, дейст. на сигн.Θalarm/Θtrip50 % - 100 % относительно увелич.темпер-ры откл. (шаг 1 %)

Ток. ступ., дейст. на сигналIalarm 0.10 A - 4.00 A 1) (шаг 0.01 A)

Распознавание пуска Istart-up 0.60 A - 10.00 A 1) (шаг 0.01 A) (для двигателей) или ∞ (нет распознавания пуска)

Время авар. управл. пуска (для двигателей) Trun-on 10 с - 15000 с (шаг 1 с)

1) Вторичные величины основываются на IN = 1 A; для IN = 5 A их необх. умножить на 5.

Характеристики отключения

см. Рис. 4-12

Коэфф. возврата Θ/Θtrip возврат при Θalarm

Θ/Θalarm приблизит. 0.99

I/Ialarm приблизит. 0.97

Погрешности По отношению к k · IN 2 % или 10 мА 1); класс 2 % в соотв. сIEC 60 255–8

По отнош. к времени откл. 3 % или 1 с при fN = 50/60 Гц 5 % или 1 с при fN = 162/3 Гц для I/(k·IN) > 1.25


Влияние частоты по отношению к k · IN

В диапазоне 0.9 ≤ f/fN ≤ 1.1 1 % при fN = 50/60 Гц 3 % при fN = 162/3 Гц

t τ

Ik IN⋅------------- 2 Ipre

k IN⋅-------------

2–

Ik IN⋅------------- 2

1–-------------------------------------------------ln⋅=Характеристика отключения

t время отключенияτ пост. времени нагрев.I реальн. ток нагрузкиIpre предв. ток нагрузкиk коэфф. уставки IEC 60255–8 IN номинальный ток защищ. объекта

Обозначения:

для I /(k· IN) ≤ 8



Рисунок 4-12 Характеристики времени отключения защиты от перегрузки с термической характеристикой

1

0.3

0.1

1 2 3 5 10 12

100

20

10

5

2

0.5

0.2

0.05

t [мин] t [мин]

I / (k·IN)

1000

1

0.3

0.1

100

20

10

5

2

0.5

0.2

0.05

3

30 30

3

Параметр:вел. уставки пост. времени

20

200

500

100

50

10

5

21

4 6 7 8

50

t τ

Ik IN⋅-------------- 2

Ik IN⋅-------------- 2

1–--------------------------------ln⋅=

без предв. нагрузки: I / (k·IN) 1 2 3 5 10 12 4 6 7 8

с 90 % предв. нагрузкой:

t τ

Ik IN⋅-------------- 2 Ipre

k IN⋅-------------- 2–

Ik IN⋅-------------- 2

1–---------------------------------------------------ln⋅=

50

Параметр:вел. уставки пост. времени

1000

500

200

100

50

2010521

τ [мин]

τ [мин]

[мин][мин]



4.9.2 Расчет точки кипения и определение скорости старения


Количество точек замера от 1 термодатчика (до 6 точек замера) или от 2 термодатчиков (до 12 точек замера)

Для расчета точки кипения должен быть подключен один датчик температуры.

Охлаждение Способ охлаждения ON (естественное масляное) OF (принудительное масляное) OD (направленное масляное)

Экспонента масла Y 1.6 - 2.0 (шаг 0.1)

Отн. точки кип. к градиенту верхн. темп. масла Hgr22 - 29 (шаг 1)

Пороговые величины выдачи предупре-дительных сообщений

Предупр. о темп. точки кипения 98 °C - 140 °C (шаг 1 °C) или 208 °F - 284 °F (шаг 1 °F)

Авар. предупр. о темп. точки кип. 98 °C - 140 °C (шаг 1 °C) или 208 °F - 284 °F (шаг 1 °F)

Предупр. скорости старения 0.125 - 128.000 (шаг 0.001)

Авар. предупр. скорости старения 0.125 - 128.000 (шаг 0.001)

4.10 Датчики температуры для определения перегрузкиn


Датчики температуры (подключенные) 1 или 2

Кол-во датчиков температуры на каждый преобразователь макс. 6

Тип замера Pt 100 Ω или Ni 100 Ω или Ni 120 Ω

Пороговые величины выдачи предупре-дительных сообщений

Для каждой точки замера:

Предупр. о температуре (ступень 1) –50 °C - 250 °C (шаг 1 °C) или –58 °F - 482 °F (шаг 1 °F)

или ∞ (нет предупреждения)

Авар. предупр. о темп-ре (ступень 2) –50 °C - 250 °C (шаг 1 °C) или –58 °F - 482 °F (шаг 1 °F)

или ∞ (нет аварийного предупреждения)




Контроль выключателя

Контроль протекания тока 0.04 A - 1.00 A 1) (шаг 0.01 A) для соответствующей стороны

Отношение возврата к сраб. приблизит. 0.9 для I ≥ 0.25 A 1)

Погрешность сраб. 5 % от вел. уставки или 0.01 A 1)

Контроль состояния выключателя бин. вход для пром. контакта выкл-ля 1) Вторичные величины основываются на IN = 1 A; для IN = 5 A их необх. умножить на 5.

Пусковые условия для защиты от отказа выкл-ля внутр. откл.внешн. откл. (через бинарный вход)


Время сраб. приблизит. 3 мс при наличииизмерит. величин;

приблизит. 20 мс после подкл.измер. величин, fN = 50/60 Гц;

приблизит. 60 мс после подкл. измер. величин, fN = 162/3 Гц

Время сброса (вкл. выходн. реле) ≤30 мс при fN = 50/60 Гц, ≤90 мс при fN = 162/3 Гц

Выд. времени для всех ступеней 0.00 с - 60.00 с; ∞ (шаг 0.01 с) Погрешность времени 1 % от вел. уставки или 10 мс

4.12 Внешние команды на отключение

Бинарные входы для непосредствен-ного отключения

Количество 2

Время работы приблизит. 12.5 мс мин. приблизит. 25 мс типичн.

Время возврата приблизит. 25 мс

Выдержка времени 0.00 с - 60.00 с (шаг 0.01 с) Допускаемая погрешность 1 % от вел. уставки или 10 мс Установленные выдержки времени являются чистыми выдержками времени.

Сообщения от трансформатора

Внешние сообщения Buchholz предупред. сообщениеBuchholz бак Buchholz отключение



4.13 Функции контроля


Симметрия токов |Imin| / |Imax| < BAL. FAKT. I (для каждой стороны) if Imax / IN > BAL. I LIMIT / IN

– BAL. FAKT. I 0.10 - 0.90 (шаг 0.01) – BAL. I LIMIT 0.10 A - 1.00 A 1) (шаг 0.01 A)

Чередование фаз IL1 до IL2 до IL3 (по часовой стрелке) или IL1 до IL3 до IL2 (против час. стрелки) если |IL1|, |IL2|, |IL3| > 0.5 IN



Кол-во контролир. цепей откл. 1

Работа с каждой цепью откл. с 1 бин. входом или с 2 бин. входами




Рабочие измеряемые величины

Опер. измер. величины токов IL1; IL2; IL3 3-фазные для каждой точки замера в A первичн. или вторичн. и % от INobj

– Погрешность при IN = 1 A или 5 A 1 % от измер. вел. или 1 % от IN – Погрешность при IN = 0.1 A 2 % от измер. вел. или 2 % от IN

Опер. измер. величины токов 3I0; I1; I2 3-фазные для каждой стороны в A первичн. или вторичн. и % от INobj

– Погрешность 2 % от измер. вел. или 2 % от IN

Опер. измер. величины токов I1 - I7; 1-фазные для каждой отход. линии в A первичн. или вторичн. и % от INobj

– Погрешность 2 % от измер. вел. или 2 % от IN

Опер. измер. величины токов I8 для высокочувствит. входа в A первичн. или мА вторичн.

– Погрешность 1 % от измер. вел. или 2 мА

Фазные углы токов ϕ (IL1); ϕ (IL2); ϕ (IL3) in ° 3-фазные для каждой стороны относительно ϕ (IL1)

– Погрешность 1° при номинальном токе

Фазные углы токов ϕ (IL1) to ϕ (IL7) in ° 1-фазные для каждой отход. линии относительно ϕ (IL1)

– Погрешность 1° при номинальном токе

Рабочие измер. величины f частоты в Гц и % от fN

– Диапазон 10 Гц - 75 Гц – Погрешность 1 % в диапазоне fN±10 % при I = IN

Раб. измер. вел. мощности S (аппаратная мощность) с примен. или ном. напряжением в кВА; МВА; ГВА первичн.

Рабоч. измеряемые ΘL1; ΘL2; ΘL3; Θres термич. величины относит. увелич. темпер. откл. Θtrip

Раб. измер. величины ΘRTD1 - ΘRTD12 (температура в соотв. с IEC 60354) в °C или °F

отн. скорость старения, резерв нагрузки

Измер. величиныдифференциальной защиты IDIFFL1; IDIFFL2; IDIFFL3;

IRESTL1; IRESTL2; IRESTL3 в % от раб. ном. тока

– Погрешность (с предв. вел.) 2 % от изм. вел. или 2 % от IN (50/60 Гц) 3 % от изм. вел. или 3 % от IN (162/3 Гц)

Измер. величины IdiffREF; IRestREF огранич. защиты от замык. на землю в % от раб. ном. тока – Погрешность (с предв. вел.) 2 % от изм. вел. или 2 % от IN (50/60 Гц)

3 % от изм. вел. или 3 % от IN (162/3 Гц)

Протокол записи данных повреждения

Хранение сообщенийо последних 8 повреждениях всего макс. 200 сообщений




Кол-во сохран. осциллогр. макс. 8

Период хранения макс. 5 с на каждое повреждение(пуск при сраб. или откл.) приблизит. 5 в всего

Скорость выборки при fN = 50 Hz 1.67 мс Скорость выборки при fN = 60 Hz 1.83 мс Скорость выборки при fN = 162/3 Hz 5 мс

Статистика Кол-во откл. от терминала 7UT612

Прерван. токи терминалом 7UT612 подсчит. для кажд. пол. и для кажд. стор.

Часы работы До 7 десятичных цифр критерий Излишек порога по току

(Breaker S1 I> или Breaker S2 I>)

Часы реального времени и буфферная батарея

Разложение для раб. сообщений 1 мс

Разложение для сообщ. о поврежд. 1 мс

Буфферная батарея 3 V/1 Ah, тип CR 1/2 AA Время саморазряда приблизит. 10 лет


Рабочие режимы:

Внутренний Внутр. через RTC IEC 60870–5–103 Внешн. через системн. интерфейс

(IEC 60870–5–103) Сигнал времени IRIG B Внешн. через IRIG B Сигнал времени DCF77 Внешн. через сигнал времени DCF77 Сигнал времени синхро-ящика Внешн. через синхро-ящикИмпульс через бин. вход Внешн. имп. через бин. вход

Функции, конфигурируемые пользователем (CFC)

Время обработки для блоков функций:

Блок, базовые требования 5 TICKS Старт при 3ем дополнительном входе длягенерир. блоков на вход 1 TICK

Соединение с входной границей 6 TICKS Соединение с выходной границей 7 TICKS В дополнение к каждой схеме 1 TICK

Максимальное кол-во TICKS при согласовании уровней:

MW_BEARB (обраб. измер. величин) 1200 TICKS PLC1_BEARB (медленная PLC обраб.) 255 TICKS PLC_BEARB (быстрая PLC обраб.) 90 TICKS SFS_BEARB (блок. комм. оборудования) 1000 TICKS

4.15 размеры


4.15 размеры

Корпус для утопленного монтажа или монтажа в шкафу

Рисунок 4-13 Размры терминала 7UT612 с корпусом для утопленного монтажа или монтажа в шкафу

244

266

2

29.5 172

34

Монтажная плата150145

146 +2

255.

8 ±

0.3

245

+ 1

5 или M4

6

Вид сбоку (с клеммами под винт) Вид сзади

Разрез панели

244

266

2

29.5 172 34

Монтажная плата

29 30

Вид сбоку (с втычными клеммами)

105 ± 0.5

131.5 ± 0.3 13.27.3

5.4

Размеры приводятся в мм

A

R

Q

F

C

B



Корпус для навесной установки

Рисунок 4-14 Размеры терминала 7UT612 с корп. для навесной установки

Термодатчик

Рисунок 4-15 Размеры термодатчика 7XV5662–∗ AD10–0000

280

165144

150

320

344

10.5 260

29.5

71

266

Вид спереди Вид сбоку

9

31 456046

1 1516 30

Размеры приводятся в мм

90

16.5

25

48

58

45

105

3

98116

140

61.8

3 защелки (открыты)

Вид сбоку

Вид спередиРазмеры приводятся в мм

для монтажас помощью винтовОтверстие 4.2 мм

3 защелки (закрыты)для монтажана стандартной рельсе

3


Приложения AЭти приложения предназначены для квалифицированного персонала. В них приводится информация для заказа моделей терминала 7UT612. В данной главе имеются общие схемы с обозначениями клеммных соединений моделей терминала 7UT612. Показаны схемы подключения устройства к первичному оборудованию для различных типов конфигураций энергетических систем. Приведены таблицы со всеми уставками, всей доступной информацией и опциями терминала 7UT612.

A.1 Информация для заказа и дополнительное оборудование 334

A.2 Полные схемы 339

A.3 Примеры подключений 341

A.4 Привязка функций защиты к защищаемым объектам 353

A.5 Предварительное конфигурирование 354

A.6 Функции, зависящие от протокола 356

A.7 Список уставок 357

A.8 Список сообщений 380

A.9 Список измеряемых величин 397

A Приложения


A.1 Информация для заказа и дополнительное оборудование

Номинальный токIN = 1 A 1IN = 5 A 5

Переменное напряжение (источник питания, порог срабатывания бинарных входов)DC 24 В - 48 В, пороговое значение для бинарного входа 17 В 2) 2DC 60 В - 125 В 1), пороговое значение для бинарного входа 17 В 2) 4DC 110 В - 250 В 1), AC 115 - 230 В, пороговое значение для бинарного входа 73 В 2) 5

Корпус / Количество входов и выходов BI: бинарные входы, BO: бинарные выходыsКорпус для навесного монтажа с двухярусными клеммами, 1/3 Ч 19", 3 BI, 4 BO, 1 контакт готовности BКорпус для утопленного монтажа с втычными клеммами, 1/3 Ч 19", 3 BI, 4 BO, 1 контакт готовности DКорпус для утопленного монтажа с винтовыми клеммами, 1/3 Ч 19", 3 BI, 4 BO, 1 контакт готовности E

Регион / язык управления и версии терминала Герион Германия, 50/60 Гц, 16,7 Гц, немецкий язык (язык может быть изменен) AВсе страны мира, 50/60 Гц, 16,7 Гц, английский язык, (язык может быть изменен) BРегион США, 60/50 Гц, американский английский (язык может быть изменен) CВсе страны мира, 50/60 Гц, 16,7Гц, испанский язык (язык может быть изменен) E

Системный интерфейс: функциональность и аппаратное обеспечение (порт B)Без системного интерфейса 0IEC протокол, электрич. RS232 1IEC протокол, электрич. RS485 2IEC протокол, оптич. 820 нм, ST-розетка 3Profibus FMS ведомый, электрич. RS485 4Profibus FMS ведомый, оптич., однокольцев., ST-соединитель 5Profibus FMS ведомый, оптич., двухкольчев., ST-соединитель 6Для других интерфейсов см. дополнительную спецификацию L 9

Дополнительная спецификацияn LProfibus DP ведомый, RS485 AProfibus DP ведомый, оптич. 820 нм, двухкольцев., ST-соединитель BModbus, RS485 DModbus, оптич. 820 нм, ST-соединитель EDNP, RS485 GDNP, оптич. 820 нм, ST–соединитель H

DIGSI / Модемный интерфейс / Термодатчик (порт C) Нет DIGSI интерфейса на задней стенке 0DIGSI / модем, электрич. RS232 1DIGSI / модем / термодатчик, электрич. RS485 2DIGSI / модем / термодатчик, оптич. 820 нм, ST-соединитель 3

1) с помощью втычной перемычки можно выбрать один из двух диапазонов напряжения2) с помощью втычной перемычки можно выбрать один из двух порогов срабатывания для каждого бинарного входа

см. стр. A-3

_7UT6127 8 13 1514

_9 10 11 12

Дифференциальная защита

L+

0

0

A16



ФункцииИзмеряемые величиныБазовые измеряемые величины 1Базовые измеряемые величины, функции контроля трансформатора(подключение к термодатчику / точка кипения, коэфф. перегрузки) 4

Дифференциальная защита + базовые функции AДифференциальная защита для трансформатора, генератора, двигателя, шин (87)Защита от перегрузки в соответствии с IEC 60354 для одной стороны (49) Блокировка (86)Фазная МТЗ (50/51): I>, I>>, Ip (торможение от броска тока)МТЗ 3I0 (50N/51N): 3I0>, 3I0>>, 3I0p (торможение от броска тока)Земляная МТЗ (50G/51G): IE>, IE>>, IEp (торможение от броска тока)

фференциальная защита + базовые функции + дополнительные функции BОгранич. защита от замыканий на землю, низкое сопротивление (87G)Огранич. защита от замыканий на землю, высок. сопротивл. (87G без резистора и варистора), МТЗ 1-фазн.Контроль цепей отключения (74TC)Защита от несбалансированной нагрузки (46)Защита от отказа выключателя (50BF)Высокочувствит. МТЗ / защита от токов утечки из бака трансформатора (64), МТЗ 1-фазн.

Пример заказа: 7UT6121–4EA91–1AA0 +L0A

Дифференциальная защита где: поз. 11 = 9 отмечено в L0A, т.е. версия с Profibus-интерфейсом DP ведомым, RS485

_7UT6127 8 13 1514

_9 10 11 12

Дифференциальная защита 0A16



A.1.1 Дополнительное оборудование

Термодатчик До 6 точек замера температуры (максимум 2 устройства может быть подключено к терминалу 7UT612)

Выравнивающий/ суммирующий трансформатор

Для подключения к однофазным шинам

Модули интерфейсов

Модули интерфейсов для замены

Предохрани-тельные крышки клеммных блоков

Коротко-замыкатели

Название Заказ No.

Термодатчик, UN = 24 - 60 В AC/DC 7XV5662–2AD10

Термодатчик, UN = 90 - 240 В AC/DC 7XV5662–5AD10


Выравнивающий / суммирующий трансформатор IN = 1 A 4AM5120–3DA00–0AN2

Выравнивающий / суммирующий трансформатор IN = 5 A 4AM5120–4DA00–0AN2


RS232 C53207–A351–D641–1

RS485 C53207–A351–D642–1

Оптич. 820 нм C53207–A351–D643–1

Profibus FMS RS485 C53207–A351–D603–1

Profibus FMS двойное кольцо C53207–A351–D606–1

Profibus FMS одно кольцо C53207–A351–D609–1

Profibus DP RS485 C53207–A351–D611–1

Profibus DP двойное кольцо C53207–A351–D613–1

Modbus RS485 C53207–A351–D621–1

Modbus 820 нм C53207–A351–D623–1

DNP 3.0 RS485 C53207–A351–D631–1

DNP 3.0 820 нм C53207–A351–D633–1

Предохранительная крышка для блока Заказ No.

18 клемм напряжения, 12 клемм тока C73334-A1–C31–1

12 клемм напряжения, 8 клемм тока C73334-A1–C32–1

Короткозамыкатель / тип клемм Заказ No.

Блок напряжения, 18 клемм, 12 клемм C73334-A1–C34–1

Блок тока,12 клемм, 8 клемм C73334-A1–C33–1



Розеточные разъемы

Монтажные направляющие для 19"-блоков

Батарея

Интерфейсный кабель

Интерфейсный кабель необходим для связи устройства SIPROTEC с компьютером. Требованием для компьютера: Windows 95 или Windows NT4 и программное обеспечение DIGSI® 4.

Программное обеспечение DIGSI® 4

Программное обеспечение для конфигурирования и работы с устройствами SIPROTEC® 4

Графо-аналитическая программа SIGRA

Программное обеспечение для графической визуализации, анализа и оценки данных повреждения. Пакет опций полной версии DIGSI® 4

Графические инструменты

Графическое программное обеспечение для помощи в конфигурировании характеристических кривых и схем зон устройств МТЗ и дистанционной защиты. (Пакет опций полной версии DIGSI® 4)

Тип разъема Заказ No.

2 штырьковый C73334–A1–C35–1

3 штырьковый C73334–A1–C36–1

Разработка Заказ No.

Angle strip (монтажная направляющая) C73165-A63-C200-3

Литиевая батарея 3 V/1 Ah, тип CR 1/2 AA Заказ No.

VARTA 6127 101 501

Интерф. кабель между устройством SIPROTEC и ПК Заказ No.

Кабель с 9-штырьковой розеткой типа “мама”/”папа” 7XV5100–4

Программное обеспечение DIGSI® 4 Заказ No.

DIGSI® 4, базовая версия с лицензией на 10 компьютеров

7XS5400–0AA00

DIGSI® 4, полная версия со всем пакетом опций 7XS5402–0AA0

Графоаналитическая программа DIGRA® Заказ No.

Полная версия с лицензией на 10 компьютеров 7XS5410–0AA0

Графические инструменты 4 Заказ No.




DIGSI REMOTE 4 Программное обеспечение для удаленного соединения с устройством через модем (с возможностью подключения star connector) используя DIGSI® 4. (Дополнительный продукт к полной версии программы DIGSI® 4).

SIMATIC CFC 4 Программное обеспечение для графического конфигурирования условий блокировки и создания дополнительных функций в устройствах SIPROTEC® 4. (Дополнительный продукт к полной версии программы DIGSI® 4).

Варистор Разрядник напряжения для защиты с большим сопротивлением

DIGSI REMOTE 4 Заказ No.


SIMATIC CFC 4 Заказ No.


Варистор Заказ No.

125 Vrms; 600 A; 1S/S256 C53207–A401–D76–1

240 Vrms; 600 A; 1S/S1088 C53207–A401–D77–1

A.2 Полные схемы


A.2 Полные схемы

A.2.1 Корпус для утопленного монтажа или монтажа в шкафу

7UT612∗ –∗ D/E

Рисунок A-1 Общая схема терминала 7UT612*-*D/E (корпус для утопленного монтажа или монтажа в шкафу)

Привязку шты

рьков к

интерф

ейсам

см

. в

таблицах

3-8

и 3

-9 в

подразделе

3.1

.3

Источник

Системный инт-с B

A

Заземл. на задн.

питания

ñòåíêå êîðï.

Рабоч. интерфейс

F1F2

( )~+

-

Синхрон. времени

F14F15

BI1

F16BI2

Сервисный инт-с/ C

F17F18

BI3

F10F11BO3

F12F13BO4

F4F5

F3Контактготовн.

термодатчик

Q1Q2 IL1S1/I1Q3Q4 IL2S1/I2Q5Q6 IL3S1/I3

Q7Q8 I7R1R2 IL1S2/I4R3R4 IL2S2/I5R5R6 IL3S2/I6

R7R8 I8

F6F7

1 2

3 2BO1

F8F9

1 2

3 2BO2

Емкость для подавленияпомех на

Керамика, 4.7 нФ, 250 Вконтактах реле,



A.2.2 Корпус для навесной установки

7UT612∗ –∗ B

Рисунок A-2 Общая схема терминала 7UT612∗ –∗ B (корпус для навесной установки)

Çàçåìëÿþù.êëåììà (16)

2173

19

184

1

Синхрон. времени

IN 12 VIN SYNC

COM SYNCCOMMON

IN 24 VÝêðàí

IN 5 V

Èñòî÷íèê

Системный инт-с B

Заземл. на задн.

ïèòàíèÿ

стенке корп.

Рабоч. интерфейс

1011

( )~+

-4832

BI1

47BI2

3146

BI3

3550BO3

3449BO4

51

52Контактготовн.

Сервисн. инт-с / Cтермодатчик

1530 IL1S1/I11429 IL2S1/I21328 IL3S1/I3

1227 I79

24 IL1S2/I48

23 IL2S2/I57

22 IL3S2/I6

621 I8

3954

1 2

3 2BO1

36

3853

1 2

3 2BO2

Емкость для подавленияпомех на

Керамика, 4.7 нФ, 250 Вконтактах реле,

Привязку шты

рьков к

интерф

ейсам

см

. в

таблице

3-8 в

подразделе

3.1

.3

A.3 Примеры подключений



Рисунок A-3 Пример подключения терминала 7UT612 для защиты трехфазного трансформатора без (вверху) и с (внизу) заземленной нейтрали

L1

L2

L3

L1

L2

L3


Монтаж утопл./в шкафу

IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2

Стор.2 Стор. 1P1P2

S1S2

L1

L2

L3

L1

L2

L3



IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2


P1 P2

S1 S2

P1P2

S1S2

P1 P2

S1 S2



Рисунок A-4 Пример подключения 7UT612 для трехфазного силового трансформатора при наличии трансформатора тока, расположенного между нейтралью и точкой заземления

L1

L2

L3

L1

L2

L3


Монтаж утопл./

IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2

I7

Q8

27

Q7

12


P1

P2

S1

S2

/в шкафу

P1P2

S1S2

P1 P2

S1 S2



Рисунок A-5 Пример подключения 7UT612 для трехфазного силового трансформатора при наличии заземленного реактора в нейтрали и трансформатором тока, расположенным между нейтралью и точкой заземления

L1

L2

L3

L1

L2

L3



IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2

Q8

27

Q7

12

I7


P2

S2

P1

S1

/в шкафу

P1P2

S1S2

P1 P2

S1 S2



Рисунок A-6 Пример подключения терминала 7UT612 для защиты трехфазного автотрансформатора с трансформатором тока, расположенным между нейтралью и точкой заземления

L1

L2

L3

L1

L2

L3

I7



IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2

Q8

27

Q7

12


/в шкафу

P1P2

S1S2

P1 P2

S1 S2P1

P2

S1

S2



Рисунок A-7 Пример подключения терминала 7UT612 для защиты однофазного трансформатора с трансформатором тока, расположенным между нейтралью и точкой заземления

Рисунок A-8 Пример подключения терминала 7UT612 для защиты однофазного трансформатора с одним трансформатором тока (справа)

L1

L3

L1

L3



IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2

Q8

27

Q7

12

I7


/в шкафу

P1P2

S1S2P1

P2

S1

S2

P1 P2

S1 S2

L1

L3

L1

L3



IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2

Стор. 2 Стор. 1P1P2

S1S2

P1 P2

S1 S2



Рисунок A-9 Пример подключения терминала 7UT612 для защиты генератора или двигателя

L1

L2

L3



IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2

Стор. 2 Стор. 1P1P2

S1S2

P1 P2

S1 S2



Рисунок A-10Пример подключения терминала 7UT612 в качестве трансверсивной дифференциальной защиты генератора с двумя обмотками на фазу

L1

L2

L3

„Стор.2 „Стор.1



IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2

P1P2

S1S2

P1P2

S1S2



Рисунок A-11Пример подключения терминала 7UT612 для защиты заземленного шунтирующего реактора с трансформатором тока, расположенным между нейтралью и точкой заземления

L1

L2

L3

L1

L2

L3

I7



IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2

Q8

27

Q7

12

Стор. 1Стор. 2

/в шкафу

P1P2

S1S2

P1 P2

S1 S2

P1

P2

S1

S2



Рисунок A-12Пример подключения терминала 7UT612 в качестве защиты с большим сопротивлением на обмотке трансформатора с заземленной нейтралью (на рисунке приведено частичное подключение защиты с большим сопротивлением)

L1

L2

L3

I8



IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2

Q8

27

Q7

12

V R

/в шкафу

P1 P2

S1 S2

P1

P2

S1

S2



Рисунок A-13Пример подключения терминала 7UT612 для защиты трехфазного силового трансформатора с трансформатором тока расположенным между нейтралью и заземляющей точкой,дополнительно соединение для защиты с большим сопротивлением

L1

L2

L3

L1

L2

L3


IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2

I7

Q8

27

Q7

12


R8

21

R7

6

I8

V

R

Монтаж утопл.//в шкафу

P1P2

S1S2

P1 P2

S1 S2P1

P2

S1

S2

P1

P2

S1

S2

P1 P2

S1 S2



Рисунок A-14Пример подключения терминала 7UT612 в качестве однофазной защиты шин, иллюстрация приведена для фазы L1

L1

L2

L3




I1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28I3

I2

I4

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22

I5

Фидер 2 Фидер 4 Фидер 5 Фидер 6

I6

I7

Q7

Q8

12

27

P1

P2

S1

S2

P1

P2

S1

S2

P1

P2

S1

S2

P1

P2

S1

S2

P1

P2

S1

S2

P1

P2

S1

S2

P1

P2

S1

S2



Figure A-15 Пример подключения терминала 7UT612 в качестве защиты шин, подключение через внешние суммирущие трансформаторы тока (СТТ) — примеры подключения фидеров 1, 2 и 7

L1

L2

L3

Фидер 1 Фидер 7

L1 L2 L3 E

Фидер 2

L1 L2 L3 E L1 L2 L3 E

SCT



I1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28I3

I2

I4

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22

I5

I6

I7

Q7

Q8

12

27

SCT SCT

P1

P2

S1

S2

P1

P2

S1

S2

P1

P2

S1

S2

A.4 Привязка функций защиты к защищаемым объектам


A.4 Привязка функций защиты к защищаемым объектам

Различные функции защиты терминала 7UT612 не всегда чувствительны или не всегда могут использоваться на разных защищаемых объектах. В таблице A-1 приводится соответствие различных функций защиты защищаемым объектам. Как только защищаемый объект будеи сконфигурирован (в соответствии с разделом 2.1.1), только соответствующие функции, отмеченные в приведенной ниже таблице, будут доступны.

Таблица A-1 Обзор функций защиты доступных при различных защищаемых объектах

Функций защиты Двухобмот. трансф-ор

1-фазный трансф-ор

Авто-трансф-ор

Генератор /двигатель

Шины 3-фазные

Шины1-фазные

Дифф. защита X X X X X X

Огранич. защита от замык. на землю X — X X — —

Фазная МТЗ с выдержкой времени X X X X X —

МТЗ с выдержкой времени 3I0 X — X X X —

Земляная МТЗ с выдержкой времени X X X X X X

1-фазная МТЗ с выдержкой времени X X X X X X

Защита от несбалансированной нагрузки

X — X X X —

Защита от перег. IEC 60255–8 X X X X X —

Защита от перегр. IEC 60354 X X X X X —

Защита от отказа выключателя X X X X X —

Контроль измер. величин X X X X X —

Контроль цепей откл. X X X X X X

Внешн. откл.команда 1 X X X X X X

Внешн. откл.команда 2 X X X X X X

Измер. величины X X X X X X

Где: X Функция доступна — Функция не доступна



A.5 Предварительное конфигурирование

Бинарные входы

Бинарные выходы (выходные реле)

Светодиоды

Таблица A-2 Предварительные уставки для бинарных входов

Бин. вход Текст на ЖКД FNo ПримечанияBI1 >Reset LED 00005 Сброс индикации с блокиров.,

H–активизирован

BI2 >Buchh. Trip 00392 Откл. от защиты Buchholz, H-активизтрован

BI3 — — Нет предв. уставок

Таблица A-3 Предварительные уставки для бинарных выходов

Бин. выход Текст на ЖКД FNo ПримечанияBO1 Relay TRIP 00511 Команда на откл. терминала (общая),

без блокировки

BO2 Relay PICKUP 00501 Срабат. терминала (общее), без блокировки

BO3 >Buchh. Trip 00392 Откл. от защиты Buchholz, без блокировки

BO4 Error Sum AlarmAlarm Sum Event

0014000160

Групп. сообщение об ошибках, без блокировки

Таблица A-4 Предварительные уставки для светодиодов

Светодиод Текст на ЖКД FNo ПримечанияLED1 Relay TRIP 00511 Откл. терминала (общее),

с блокировкой

LED2 Relay PICKUP 00501 Сраб. терминала (общее), с блокировкой

LED3 >Buchh. Trip 00392 Откл. от защиты Buchholz, с блокировкой

LED4 — — Нет предв. уставок

LED5 — — Нет предв. уставок

LED6 Error Sum AlarmAlarm Sum Event

0014000160

Групп. сообщение об ошибках, без блокировки

LED7 Fault Configur. 00311 Ошибки при конфигурировании или введении уставок (несоответствие уставок), без блокировки

A.5 Предварительное конфигурирование


Предварительное конфигурирование CFC–листов

Терминал 7UT612 имеет конфигурационные CFC листы с предварительно введенными логическими функциями. На Рис. A-16 приведен лист с преобразованием на бинарных входах “>DataStop” и “>Test mode” однопозиционного сигнала (SP) во внутренний однопозиционный сигнал (IntSP). В соответствии с Рис. A-17 может быть выполнена блокировка повторного включения. Она блокирует включение выключателя после его отключения от терминала, до тех пор, пока вручную не будет выполнено квитирование.

Рисунок A-16 CFC-лист для блокировки передачи и режима тестирования

Рисунок A-17 CFC лист для блокировки повторного включения

"OUT: Device UnlockDT IntSP""IN: Device >DataStop SP"

NEGNegator

Negator

PLC1_BEA1/–

BO X1 Y BO

"OUT: G-TRP Quit In"

"IN: Relay TRIP SP"

OROR–Gate

OR

PLC1_BEA5/–

BO X1 Y BO

BOOL_TO_ICBool to Inte

COM

PLC1_BEA6/–

W ORIGIN IE BO

BOOL_TO_DI_

BOOL_TO_DI

PLC1_BEA3/–

InterPos Y

BO X2

SelIntVAL

I TIMx100mW PROP

BO TRIGW VAL

0

000

0

"IN: >QuitG-TRP SP"

доп. привязка к реле отключения!



A.6 Функции, зависящие от протокола

Протокол → IEC 60870-5-103

PROFIBUS FMS PROFIBUS DP DNP3.0 Modbus ASCIRTU

Доп. серв. интерфейс (опция)

Функция ↓

Оперативные измеряемые величины

Да Да Да Да Да Да

Замеры величин Да Да Да Да Да ДаЗапись повреждений

Да Да Нет. Только через доп. сервисн. инт-с

Нет. Только через доп. сервисн. инт-с


Да

Дистанционная установка


Да Нет. Только через доп. сервисн. инт-с



Да

Определяемые пользователем сообщения и объекты переключения

Да Да Предв. установ. “сообщения, определ. пользователем” в CFC

Предв. установ. “сообщения, определ. пользователем” в CFC

Предв. установ. “сообщения, определ. пользователем” в CFC

Да


Через протокол; DCF77/IRIG B; инт-с; бин. вход





-

Сообщения с меткой времени

Да Да Нет Да Нет Да

Инструменты для наладкиБлокировка передачи сигналов и измеряемых величин

Да Да Нет Нет Нет Да

Генерация текстовых сообщений

Да Да Нет Нет Нет Да

Режим Асинхронный Асинхронный Асинхронный Асинхронный Асинхронный -Режим передачи Циклич./

событиеЦиклич./событие

Циклич. Циклич./соб. Циклич. -

Скорость передачи 4800 - 38400 До 1.5 МБод До 1.5 МБод 2400 - 19200 2400 - 19200 2400 - 38400Тип RS 232 RS 485

оптоволокноRS 485 оптоволокноОднокольцев.Двухкольцев.

RS 485 оптоволокно Двухкольцев.

RS 485 оптоволокно

RS 485 оптоволокно

RS232/RS485оптовол.

Устройство измерения температуры 7XV565

Да

A.7 Список уставок



Примечания:

В зависимости от версии устройства и варианта заказа, некоторые из адресов могут быть пропущены или иметь другие уставки по умолчанию.

Диапазоны уставок и уставки по умолчанию относятся к номинальному току IN = 1 A. Для номинального тока IN = 5 A токовые величины необходимо умножить на 5. При вводе первичных величин, во внимание необходимо принять коэффициенты трансформации.

Уставки, адреса которых содержат букву “A” могут быть изменены только при использовании программы DIGSI® 4, в меню “Additional Settings” (“Дополнительные уставки”).



Пояснения






3 phase Transformer Защищаемый объект


3 phase Transformer Защищаемый объект

106 NUMBER OF SIDES 2 2 Количество сторон трехфазного объекта

106 NUMBER OF SIDES 2 2 Количество сторон трехфазного объекта































Пояснения












classical (according IEC60255)



classical (according IEC60255)


170 BREAKER FAILURE Disabled (Отключено)Side 1 (Сторона 1)Side 2 (Сторона 2)


170 BREAKER FAILURE Disabled (Отключено)Side 1 (Сторона 1)Side 2 (Сторона 2)












Пояснения
















6 RTD simplex operation Тип подключения внешнего температурного входа


6 RTD simplex operation Тип подключения внешнего температурного входа



Пояснения

Адр. Название уставки

Функция Опции уставки Уставка по умолчанию

Пояснения

201 STRPNT->OBJ S1 Данные энергосистемы 1

YES (ДА)NO (НЕТ)


202 IN-PRI CT S1 Данные энергосистемы 1

1..100000 A 200 A Номинальный первичный ток ТТ стороны 1

203 IN-SEC CT S1 Данные энергосистемы 1

1A5A


206 STRPNT->OBJ S2 Данные энергосистемы 1



207 IN-PRI CT S2 Данные энергосистемы 1

1..100000 A 2000 A Номинальный первичный ток ТТ стороны 2

208 IN-SEC CT S2 Данные энергосистемы 1

1A5A


211 STRPNT->BUS I1 Данные энергосистемы 1



212 IN-PRI CT I1 Данные энергосистемы 1

1..100000 A 200 A Первичный номинаьный ток ТТ I1

213 IN-SEC CT I1 Данные энергосистемы 1

1A5A0.1A








1..100000 A 200 A Первичный номинальный ток ТТ I2


1A5A0.1A








1A5A0.1A








1A5A0.1A








1A5A0.1A








1A5A0.1A


230 EARTH. ELECTROD Данные энергосистемы 1

Terminal Q7 (Клемма Q7)Terminal Q8 (Клемма Q8)

Terminal Q7 Заземляющий электрод







1A5A0.1A




Пояснения



235 Factor I8 Данные энергосистемы 1

1.0..300.0 60.0 Коэфф.: Первичный ток относительно вторичного тока I8

240 UN-PRI SIDE 1 Данные энергосистемы 1

0.4..800.0 kV 110.0 kV Первичное номинальное напряжение стороны 1

241 STARPNT SIDE 1 Данные энергосистемы 1

Solid Earthed (Глухозаземл.)Isolated (Изолир.)


242 CONNECTION S1 Данные энергосистемы 1

Y (Wye) (Звезда)D (Delta) (Треугольник)Z (Zig-Zag) (Зигзаг)


243 UN-PRI SIDE 2 Данные энергосистемы 1

0.4..800.0 kV 11.0 kV Первичное номинальное напряжение стороны 2

244 STARPNT SIDE 2 Данные энергосистемы 1

Solid Earthed (Глухозаземл.)Isolated (Изолир.)


245 CONNECTION S2 Данные энергосистемы 1

Y (Wye) (Звезда)D (Delta) (Треугольник)Z (Zig-Zag) (Зигзаг)


246 VECTOR GRP S2 Данные энергосистемы 1

0..11 0 Номер векторной группы стороны 2

249 SN TRANSFORMER Данные энергосистемы 1

0.20..5000.00 MVA 38.10 MVA Номинальная аппаратная мощность трансформатора

251 UN GEN/MOTOR Данные энергосистемы 1

0.4..800.0 kV 21.0 kV Номинальное первичное напряжение генератора/двигателя

252 SN GEN/MOTOR Данные энергосистемы 1

0.20..5000.00 MVA 70.00 MVA Номинальная аппаратная мощность генератора

261 UN BUSBAR Данные энергосистемы 1

0.4..800.0 kV 110.0 kV Номинальное первичное напряжение шин

265 I PRIMARY OP. Данные энергосистемы 1

1..100000 A 200 A Первичный рабочий ток

266 PHASE SELECTION Данные энергосистемы 1

Phase 1 (Фаза 1)Phase 2 (Фаза 2)Phase 3 (Фаза 3)

Phase 1 Выбор фазы

270 Rated Frequency Данные энергосистемы 1

50 Hz (50 Гц)60 Hz (60 Гц)16 2/3 Hz (16 2/3 Гц)

50 Hz Номинальная частота

271 PHASE SEQ. Данные энергосистемы 1

L1 L2 L3L1 L3 L2

L1 L2 L3 Чередование фаз

276 TEMP. UNIT Данные энергосистемы 1

Degree Celsius (Градусы Цельсия) Degree Fahrenheit (Градусы Фаренгейта)

Degree Celsius Единицы измерения температуры

280A TMin TRIP CMD Данные энергосистемы 1

0.01..32.00 sec 0.15 sec Минимальная длительность комады на отключение

283 Breaker S1 I> Данные энергосистемы 1

0.04..1.00 A 0.04 A Мин. порог по току откл. выкл-ля S1



Пояснения



284 Breaker S2 I> Данные энергосистемы 1

0.04..1.00 A 0.04 A Мин. порог по току откл. выкл-ля S2

285 Breaker I7 I> Данные энергосистемы 1

0.04..1.00 A 0.04 A Мин. порог по току откл. выкл-ля I7

302 CHANGE Изменение групп уставок

Group A (Группа А)Group B (Группа В)Group C (Группа С)Group D (Группа D)Binary Input (Бин. вход)Protocol (Протокол)

Group A Изменение на другую группу уставок

401 WAVEFORMTRIGGER Запись осциллограмм

Save with Pickup (Сохранение при сраб.)Save with TRIP (Сохранение при откл.)Start with TRIP (Запуск при отключении)

Save with Pickup Сохранение осциллограм

403 MAX. LENGTH Запись осциллограмм

0.30..4.00 sec 1.00 sec Максимальная длительность осциллограммы

404 PRE. TRIG. TIME Запись осциллограмм

0.05..0.50 sec 0.10 sec Время записи до переключения при возникновении повреждения

405 POST REC. TIME Запись осциллограмм

0.05..0.50 sec 0.10 sec Время записи после события

406 BinIn CAPT.TIME Запись осциллограмм

0.10..5.00 sec; ∞ 0.50 sec Время записи через бин. вход

1201 DIFF. PROT. Дифференциальная защита

OFF (ОТКЛЮЧЕНО)ON (ВКЛЮЧЕНО)Block relay for trip com-mands (Блокирование реле на выдачу команды на отключение)

OFF Дифференциальная защита

1205 INC.CHAR.START Дифференциальная защита

OFF (ОТКЛЮЧЕНО)ON (ВКЛЮЧЕНО)

OFF Увеличение характеристики отключения при пуске

1206 INRUSH 2.HARM. Дифференциальная защита


ON Торможение от 2 гармоники при броске тока

1207 RESTR. n.HARM. Дифференциальная защита

OFF (ОТКЛЮЧЕНО)3. Harmonic (3 гармоника)5. Harmonic (5 гармоника)

OFF Торможение от n-ой гармоники

1208 I-DIFF> MON. Дифференциальная защита


ON Контроль дифференциального тока

1210 I> CURR. GUARD Дифференциальная защита

0.20..2.00 I/InO; 0 0.00 I/InO I> для детектора тока

1211A DIFFw.IE1-MEAS Дифференциальная защита

NO (НЕТ)YES (ДА)


1212A DIFFw.IE2-MEAS Дифференциальная защита

NO (НЕТ)YES (ДА)


1221 I-DIFF> Дифференциальная защита

0.05..2.00 I/InO 0.20 I/InO Величина сраб. дифф. тока



Пояснения



1226A T I-DIFF> Дифференциальная защита

0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec T I-DIFF> выдержка времени

1231 I-DIFF>> Дифференциальная защита

0.5..35.0 I/InO; ∞ 7.5 I/InO Величина сраб. при откл. с большой уставкой

1236A T I-DIFF>> Дифференциальная защита

0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec T I-DIFF>> выдержка времени

1241A SLOPE 1 Дифференциальная защита

0.10..0.50 0.25 Угол наклона 1 характеристики отключения

1242A BASE POINT 1 Дифференциальная защита

0.00..2.00 I/InO 0.00 I/InO Начальная точка харктеристики 1

1243A SLOPE 2 Дифференциальная защита

0.25..0.95 0.50 Угол наклона 2 характеристики отключения

1244A BASE POINT 2 Дифференциальная защита

0.00..10.00 I/InO 2.50 I/InO Начальная точка харктеристики 2

1251A I-REST. STARTUP Дифференциальная защита

0.00..2.00 I/InO 0.10 I/InO I-ТОРМОЖЕНИЯ для определения пуска

1252A START-FACTOR Дифференциальная защита

1.0..2.0 1.0 Коэффициент увеличения при пуске

1253 T START MAX Дифференциальная защита

0.0..180.0 sec 5.0 sec Максимально допустимое время пуска

1256A I-ADD ON STAB. Дифференциальная защита

2.00..15.00 I/InO 4.00 I/InO Сраб. для добавочного торм-я

1257A T ADD ON-STAB. Дифференциальная защита

2..250 Cycle; ∞ 15 Cycle Длительность добав. торм-я

1261 2. HARMONIC Дифференциальная защита

10..80 % 15 % Составляющая 2-ой гармоники в I-DIFF

1262A CROSSB. 2. HARM Дифференциальная защита

2..1000 Cycle; 0; ∞ 3 Cycle Время перекрестного блокирования от 2-ой гармоники

1271 n. HARMONIC Дифференциальная защита

10..80 % 30 % Составляющая n-ой гармоники в I-DIFF

1272A CROSSB. n.HARM Дифференциальная защита

2..1000 Cycle; 0; ∞ 0 Cycle Время перекрестного блокирования от n-ой гармоники

1273A IDIFFmax n.HM Дифференциальная защита

0.5..20.0 I/InO 1.5 I/InO Предел IДИФФ макс. при торможении n-ой гармоникой

1281 I-DIFF> MON. Дифференциальная защита

0.15..0.80 I/InO 0.20 I/InO Величина сраб. контроля дифф. тока

1282 T I-DIFF> MON. Дифференциальная защита

1..10 sec 2 sec T I-ДИФФ> выдержка времени контроля

1301 REF PROT. Ограниченная защита от замыканий на землю

OFF (ОТКЛЮЧЕНО)ON (ВКЛЮЧЕНО)Block relay for trip com-mands (Блокирование реле на выдачу команды на отключение)

OFF Ограниченная защита от замыканий на землю



Пояснения



1311 I-REF> Ограниченная защита от замыканий на землю

0.05..2.00 I / In 0.15 I / In Величина срабатывания I REF>

1312A T I-REF> Ограниченная защита от замыканий на землю

0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec T I-REF> выдержка времени

1313A SLOPE Ограниченная защита от замыканий на землю

0.00..0.95 0.00 Угол наклона характеристики I-REF> = f(I-SUM)

1701 COLDLOAD PIKKUP Сраб. при холодн. нагрузке


OFF Функция срабатывания при холодной нагрузке

1702 Start CLP Phase Сраб. при холодн. нагрузке

No Current (Протекание тока)Breaker Contact (Контакт выключателя

No Current Пусковой критерий функции сраб. при хол. нагр. для фазной МТЗ

1703 Start CLP 3I0 Сраб. при холодн. нагрузке


No Current Пусковой критерий функции сраб. при хол. нагр. для МТЗ 3I0

1704 Start CLP Earth Сраб. при холодн. нагрузке


No Current Пусковой критерий функции сраб. при хол. нагр. для земляной МТЗ

1711 CB Open Time Сраб. при холодн. нагрузке

0..21600 sec 3600 sec Время нахождения выключателя в разомкнутом состоянии

1712 Active Time Сраб. при холодн. нагрузке

1..21600 sec 3600 sec Время действия

1713 Stop Time Сраб. при холодн. нагрузке

1..600 sec; ∞ 600 sec Время останова

2001 PHASE O/C Фазная МТЗ ON (ВКЛ)OFF (ОТКЛ)

OFF Фазная максимальная токовая защита с выдержкой времени

2002 InRushRest. Ph Фазная МТЗ ON (ВКЛ)OFF (ОТКЛ)

OFF Отстройка от броска тока намагничивания для фазной МТЗ

2008A MANUAL CLOSE Фазная МТЗ I>> instantaneously (I>> мгновенно)I> instantaneously (I> мгн.)Ip instantaneously (Ip мгн.)Inactive (Не актив.)

I>> instantaneously Режим включение от руки для фазной МТЗ

2011 I>> Фазная МТЗ 0.10..35.00 A; ∞ 2.00 A I>> срабатывание

2012 T I>> Фазная МТЗ 0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec T I>> выдержка времени

2013 I> Фазная МТЗ 0.10..35.00 A; ∞ 1.00 A I> срабатывание

2014 T I> Фазная МТЗ 0.00..60.00 sec; ∞ 0.50 sec T I> выдержка времени

2021 Ip Фазная МТЗ 0.10..4.00 A 1.00 A Ip срабатывание



Пояснения



2022 T Ip Фазная МТЗ 0.05..3.20 sec; ∞ 0.50 sec T Ip выдержка времени

2023 D Ip Фазная МТЗ 0.50..15.00; ∞ 5.00 D Ip выдержка времени

2024 TOC DROP-OUT Фазная МТЗ Instantaneous (Мгновенно)Disk Emulation (Эмуляция диска)


2025 IEC CURVE Фазная МТЗ Normal Inverse (Нормально инверсная)Very Inverse (Сильно инверсная)Extremely Inverse (Предельно инверсная)Long Inverse (Длительно инверсная)


2026 ANSI CURVE Фазная МТЗ Very Inverse (Сильно инверсная)Inverse (Инверсная)Short Inverse (Коротко инверсная)Long Inverse (Длительно инверсная)Moderately Inverse (Средне инверсная)Extremely Inverse (Предельно инверсная)Definite Inverse (Определенно инверсная)


2031 I/Ip PU T/Tp Фазная МТЗ 1.00..20.00 I / Ip; ∞0.01..999.00 Time Dial

Кривая срабатывания I/Ip - TI/TIp

2032 MofPU Res T/Tp Фазная МТЗ 0.05..0.95 I / Ip; ∞0.01..999.00 Time Dial

Срабатывание <-> TI/TIp

2041 2.HARM. Phase Фазная МТЗ 10..45 % 15 % 2ая гармоника МТЗ фазной в % от основной гармоники

2042 I Max InRr. Ph. Фазная МТЗ 0.30..25.00 A 7.50 A Макс. ток для отстройки от броска тока для МТЗ фазной

2043 CROSS BLK.Phase Фазная МТЗ NO (НЕТ)YES (ДА)

NO ПЕРЕКРЕСТНОЕ БЛОКИРОВАНИЕ МТЗ фазной

2044 T CROSS BLK.Ph Фазная МТЗ 0.00..180.00 sec 0.00 sec Выдержка времени для ПЕРЕКРЕСТНОГО БЛОКИРОВАНИЯ МТЗ фазной

2111 I>> Фазная МТЗ 0.10..35.00 A; ∞ 10.00 A I>> срабатывание

2112 T I>> Фазная МТЗ 0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec T I>> выдержка времени

2113 I> Фазная МТЗ 0.10..35.00 A; ∞ 2.00 A I> срабатывание

2114 T I> Фазная МТЗ 0.00..60.00 sec; ∞ 0.30 sec T I> выдержка времени

2121 Ip Фазная МТЗ 0.10..4.00 A 1.50 A Ip срабатывание



Пояснения



2122 T Ip Фазная МТЗ 0.05..3.20 sec; ∞ 0.50 sec T Ip выдержка времени

2123 D Ip Фазная МТЗ 0.50..15.00; ∞ 5.00 D Ip выдержка времени

2201 3I0 O/C МТЗ 3I0 ON (ВКЛ)OFF (ОТКЛ)

OFF 3I0 максимальная токовая защита с выдержкой времени

2202 InRushRest. 3I0 МТЗ 3I0 ON (ВКЛ)OFF (ОТКЛ)

OFF Отстройка от броска тока для МТЗ 3I0

2208A 3I0 MAN. CLOSE МТЗ 3I0 I>> instantaneously (I>> мгновенно)I> instantaneously (I> мгн.)Ip instantaneously (Ip мгн.)Inactive (Не актив.)

3I0>> instantaneously МТЗ 3I0 режим включения от руки

2211 3I0>> МТЗ 3I0 0.05..4.00 A 0.20 A 3I0p срабатывание

2212 T 3I0>> МТЗ 3I0 0.05..3.20 sec; ∞ 0.20 sec T 3I0p выдержка времени

2213 3I0> МТЗ 3I0 0.50..15.00; ∞ 5.00 D 3I0p выдержка времени

2214 T 3I0> МТЗ 3I0 Instantaneous (Мгновенно)Disk Emulation (Эмуляция диска)


2221 3I0p МТЗ 3I0 Normal Inverse (Нормально инверсная)Very Inverse (Сильно инверсная)Extremely Inverse (Предельно инверсная)Long Inverse (Длительно инверсная)


2222 T 3I0p МТЗ 3I0 Very Inverse (Сильно инверсная)Inverse (Инверсная)Short Inverse (Коротко инверсная)Long Inverse (Длительно инверсная)Moderately Inverse (Средне инверсная)Extremely Inverse (Предельно инверсная)Definite Inverse (Определенно инверсная)


2223 D 3I0p МТЗ 3I0 0.05..4.00 A 0.20 A 3I0p срабатывание

2224 TOC DROP-OUT МТЗ 3I0 0.05..3.20 sec; ∞ 0.20 sec T 3I0p выдержка времени

2225 IEC CURVE МТЗ 3I0 0.50..15.00; ∞ 5.00 D 3I0p выдержка времени



Пояснения



2226 ANSI CURVE МТЗ 3I0 Instantaneous (Мгновенно)Disk Emulation (Эмуляция диска)


2231 I/I0p PU T/TI0p МТЗ 3I0 1.00..20.00 I / Ip; ∞0.01..999.00 Time Dial

Кривая срабатывания 3I0/3I0p - T3I0/T3I0p

2232 MofPU ResT/TI0p МТЗ 3I0 0.05..0.95 I / Ip; ∞0.01..999.00 Time Dial

Срабатывание <-> T3I0/T3I0p

2241 2.HARM. 3I0 МТЗ 3I0 10..45 % 15 % 2ая гармоника для МТЗ 3I0 в % от основной гармоники

2242 I Max InRr. 3I0 МТЗ 3I0 0.30..25.00 A 7.50 A Макс. ток для отстройки от броска тока для МТЗ 3I0

2311 3I0>> МТЗ 3I0 0.05..35.00 A; ∞ 7.00 A 3I0>> срабатывание

2312 T 3I0>> МТЗ 3I0 0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec T 3I0>> выдержка времени

2313 3I0> МТЗ 3I0 0.05..35.00 A; ∞ 1.50 A 3I0> срабатывание

2314 T 3I0> МТЗ 3I0 0.00..60.00 sec; ∞ 0.30 sec T 3I0> выдержка времени

2321 3I0p МТЗ 3I0 0.05..4.00 A 1.00 A 3I0p срабатывание

2322 T 3I0p МТЗ 3I0 0.05..3.20 sec; ∞ 0.50 sec T 3I0p выдержка времени

2323 D 3I0p МТЗ 3I0 0.50..15.00; ∞ 5.00 D 3I0p выдержка времени

2401 EARTH O/C Земляная МТЗ ON (ВКЛ)OFF (ОТКЛ)

OFF Максимальная токовая защита от замыканий на землю с выдержкой времени

2402 InRushRestEarth Земляная МТЗ ON (ВКЛ)OFF (ОТКЛ)

OFF Отстройка от броска тока МТЗ от замыканий на землю

2408A IE MAN. CLOSE Земляная МТЗ IЕ>> instantaneously (I>> мгновенно)IЕ> instantaneously (I> мгн.)IЕp instantaneously (Ip мгн.)Inactive (Не актив.)

IE>> instantaneously Режим включения от руки МТЗ от замыканий на землю

2411 IE>> Земляная МТЗ 0.05..35.00 A; ∞ 0.50 A IE>> срабатывание

2412 T IE>> Земляная МТЗ 0.00..60.00 sec; ∞ 0.10 sec T IE>> выдержка времени

2413 IE> Земляная МТЗ 0.05..35.00 A; ∞ 0.20 A IE> срабатывание

2414 T IE> Земляная МТЗ 0.00..60.00 sec; ∞ 0.50 sec T IE> выдержка времени

2421 IEp Земляная МТЗ 0.05..4.00 A 0.20 A IEp срабатывание

2422 T IEp Земляная МТЗ 0.05..3.20 sec; ∞ 0.20 sec T IEp выдержка времени

2423 D IEp Земляная МТЗ 0.50..15.00; ∞ 5.00 D IEp выдержка времени

2424 TOC DROP-OUT Земляная МТЗ Instantaneous (Мгновенно)Disk Emulation (Эмуляция диска)




Пояснения



2425 IEC CURVE Земляная МТЗ Normal Inverse (Нормально инверсная)Very Inverse (Сильно инверсная)Extremely Inverse (Предельно инверсная)Long Inverse (Длительно инверсная)


2426 ANSI CURVE Земляная МТЗ Very Inverse (Сильно инверсная)Inverse (Инверсная)Short Inverse (Коротко инверсная)Long Inverse (Длительно инверсная)Moderately Inverse (Средне инверсная)Extremely Inverse (Предельно инверсная)Definite Inverse (Определенно инверсная)


2431 I/IEp PU T/TEp Земляная МТЗ 1.00..20.00 I / Ip; ∞0.01..999.00 Time Dial

Кривая срабатывания IE/IEp - TIE/TIEp

2432 MofPU Res T/TEp Земляная МТЗ 0.05..0.95 I / Ip; ∞0.01..999.00 Time Dial

Срабатывание <-> TI/TIEp

2441 2.HARM. Earth Земляная МТЗ 10..45 % 15 % 2ая гарм. МТЗ от замык. на землю в % от основн. гарм.

2442 I Max InRr. E Земляная МТЗ 0.30..25.00 A 7.50 A Макс. ток для отстройки от броска МТЗ от замык. на землю

2511 IE>> Земляная МТЗ 0.05..35.00 A; ∞ 7.00 A IE>> срабатывание

2512 T IE>> Земляная МТЗ 0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec T IE>> выдержка времени

2513 IE> Земляная МТЗ 0.05..35.00 A; ∞ 1.50 A IE> срабатывание

2514 T IE> Земляная МТЗ 0.00..60.00 sec; ∞ 0.30 sec T IE> выдержка времени

2521 IEp Земляная МТЗ 0.05..4.00 A 1.00 A IEp срабатывание

2522 T IEp Земляная МТЗ 0.05..3.20 sec; ∞ 0.50 sec T IEp выдержка времени

2523 D IEp Земляная МТЗ 0.50..15.00; ∞ 5.00 D IEp выдержка времени

2701 1Phase O/C 1 фазная МТЗ ON (ВКЛ)OFF (ОТКЛ)

OFF 1фазная максимально токовая защита с выдержкой времени

2702 1Phase I>> 1 фазная МТЗ 0.05..35.00 A; ∞ 0.50 A 1фазная МТЗ I>> сраб.

2703 1Phase I>> 1 фазная МТЗ 0.003..1.500 A; ∞ 0.300 A 1фазная МТЗ I>> сраб.

2704 T 1Phase I>> 1 фазная МТЗ 0.00..60.00 sec; ∞ 0.10 sec T 1фазная МТЗ I>> выд. врем.

2705 1Phase I> 1 фазная МТЗ 0.05..35.00 A; ∞ 0.20 A 1фазная МТЗ I> сраб.

2706 1Phase I> 1 фазная МТЗ 0.003..1.500 A; ∞ 0.100 A 1фазная МТЗ I> сраб.



Пояснения



2707 T 1Phase I> 1 фазная МТЗ 0.00..60.00 sec; ∞ 0.50 sec T 1фазная МТЗ I> выд. врем.

4001 UNBALANCE LOAD Защита от несбал. нагр. (ОП)

ON (ВКЛ)OFF (ОТКЛ)

OFF Защита от несбалансированной нагрузки (обратной последовательности)

4002 I2> Защита от несбал. нагр. (ОП)

0.10..3.00 A 0.10 A I2> срабатывание

4003 T I2> Защита от несбал. нагр. (ОП)

0.00..60.00 sec; ∞ 1.50 sec T I2> выдержка времени

4004 I2>> Защита от несбал. нагр. (ОП)

0.10..3.00 A 0.50 A I2>> срабатывание

4005 T I2>> Защита от несбал. нагр. (ОП)

0.00..60.00 sec; ∞ 1.50 sec T I2>> выдержка времени

4006 IEC CURVE Защита от несбал. нагр. (ОП)

Normal Inverse (Нормально инверсная)Very Inverse (Сильно инверсная)Extremely Inverse (Предельно инверсная)

Extremely Inverse Кривые в соответствии со стандартом IEC

4007 ANSI CURVE Защита от несбал. нагр. (ОП)

Very Inverse (Сильно инверсная)Inverse (Инверсная)Moderately Inverse (Средне инверсная)Extremely Inverse (Предельно инверсная)

Extremely Inverse Кривые в соответствии со стандартом ANSI

4008 I2p Защита от несбал. нагр. (ОП)

0.10..2.00 A 0.90 A I2p срабатывание

4009 D I2p Защита от несбал. нагр. (ОП)

0.50..15.00; ∞ 5.00 D I2p выдержка времени

4010 T I2p Защита от несбал. нагр. (ОП)

0.05..3.20 sec; ∞ 0.50 sec T I2p выдержка времени

4011 I2p DROP-OUT Защита от несбал. нагр. (ОП)

Instantaneous (Мгновенно)Disk Emulation (Эмуляция диска)

Instantaneous I2p характеристика возврата

4201 Ther. OVER LOAD Защита от термич. перегрузки

ON (ВКЛ)OFF (ОТКЛ)Alarm Only (Действие только на сигнал)

OFF Защита от термической перегрузки

4202 K-FACTOR Защита от термич. перегрузки

0.10..4.00 1.10 K-коэффициент

4203 TIME CONSTANT Защита от термич. перегрузки

1.0..999.9 min 100.0 min Термическая постоянная времени

4204 Θ ALARM Защита от термич. перегрузки

50..100 % 90 % Термическая ступень, действующая на сигнал

4205 I ALARM Защита от термич. перегрузки

0.10..4.00 A 1.00 A Точка перегрузки по току при действии на сигнал



Пояснения



4207A Kτ-FACTOR Защита от термич. перегрузки

1.0..10.0 1.0 Kt-КОЭФФИЦИЕНТ при останове двигателя

4208A T EMERGENCY Защита от термич. перегрузки

10..15000 sec 100 sec Время аварийного предупреждения

4209A I MOTOR START Защита от термич. перегрузки

0.60..10.00 A; ∞ ∞ A Величина сраб. по току при пуске двигателя

4221 OIL-DET. RTD Защита от термич. перегрузки

1..6 1 Кол-во датчиков, подключенных к RTD

4222 HOT SPOT ST. 1 Защита от термич. перегрузки

98..140 °C 98 °C Температура точки кипения ступени 1 срабатывание


208..284 °F 208 °F Температура точки кипения ступени 1 срабатывание


98..140 °C 108 °C Температура точки кипения ступени 2 срабатывание


208..284 °F 226 °F Температура точки кипения ступени 2 срабатывание

4226 AG. RATE ST. 1 Защита от термич. перегрузки

0.125..128.000 1.000 Скорость старения СТУПЕНИ 1 срабатывание

4227 AG. RATE ST. 2 Защита от термич. перегрузки

0.125..128.000 2.000 Скорость старения СТУПЕНИ 2 срабатывание

4231 METH. COOLING Защита от термич. перегрузки

ON (Oil-Natural)OF (Oil-Forced)OD (Oil-Directed)

ON (Oil-Natural) Метод охлаждения

4232 Y-WIND.EXPONENT Защита от термич. перегрузки

1.6..2.0 1.6 Y-экспонента обмотки

4233 HOT-SPOT GR Защита от термич. перегрузки

22..29 22 Градиент температуры точки кипения к максимальной температуре масла

7001 BREAKER FAILURE Защита от отказа выключателя


OFF Режим работы защиты от отказа выключателя

7004 Chk BRK CONTACT Защита от отказа выключателя


OFF Поверка положения контактов выключателя

7005 TRIP-Timer Защита от отказа выключателя

0.06..60.00 sec; ∞ 0.25 sec Время ОТКЛЮЧЕНИЯ

7110 FltDisp.LED/LCD Устройство Display Targets on every Pickup (Сохранение при любом срабатывании)Display Targets on TRIP only (Сохранение только при ОТКЛЮЧЕНИИ)

Display Targets on every Pickup

Выдача повреждений на светодиодах/ЖКД

7601 POWER CALCUL. Измерения with V setting (на основе установленного V)with V measuring (на основе измеряемого V)

with V setting Расчет мощности

8101 BALANCE I Контроль измерений ON (ВКЛЮЧЕН)OFF (ОТКЛЮЧЕН)

OFF Контроль баланса токов



Пояснения



8102 PHASE ROTATION Контроль измерений ON (ВКЛЮЧЕН)OFF (ОТКЛЮЧЕН)

OFF Контроль чередования фаз

8111 BAL. I LIMIT S1 Контроль измерений 0.10..1.00 A 0.50 A Контроль баланса токов стороны 1

8112 BAL. FACT. I S1 Контроль измерений 0.10..0.90 0.50 Балансовый коэфф. контроля по току стороны 1

8121 BAL. I LIMIT S2 Контроль измерений 0.10..1.00 A 0.50 A Контроль баланса токов стороны 2

8122 BAL. FACT. I S2 Контроль измерений 0.10..0.90 0.50 Балансовый коэфф. контроля по току стороны 2

8201 TRIP Cir. SUP. Контроль цепей отключения

ON (ВКЛЮЧЕН)OFF (ОТКЛЮЧЕН)

OFF Контроль цепей отключения

8601 EXTERN TRIP 1 Функция внешнего отключения



8602 T DELAY Функция внешнего отключения

0.00..60.00 sec; ∞ 1.00 sec Выдержка времени функции внешн. откл. 1

8701 EXTERN TRIP 2 Функция внешнего отключения



8702 T DELAY Функция внешнего отключения

0.00..60.00 sec; ∞ 1.00 sec Выдержка времени функции внешн. откл. 2

9011A RTD 1 TYPE RTD-датчик not connected (не подключен)Pt 100 OhmNi 120 OhmNi 100 Ohm

Pt 100 Ohm RTD 1: тип

9012A RTD 1 LOCATION RTD-датчик Oil (Масло)Ambient (Окружающая среда)Winding (Обмотка)Bearing (Опора)Other (Другие)

Oil RTD 1: положение

9013 RTD 1 STAGE 1 RTD-датчик -50..250 °C; ∞ 100 °C RTD 1: температура ступени 1 срабатывание

9014 RTD 1 STAGE 1 RTD-датчик -58..482 °F; ∞ 212 °F RTD 1: температура ступени 1 срабатывание







Пояснения









9031A RTD 3 TYPE RTD-датчик not connectedPt 100 OhmNi 120 OhmNi 100 Ohm

not connected RTD 3: Type

9032A RTD 3 LOCATION RTD-датчик not connected (не подключен)Pt 100 OhmNi 120 OhmNi 100 Ohm


9033 RTD 3 STAGE 1 RTD-датчик Oil (Масло)Ambient (Окружающая среда)Winding (Обмотка)Bearing (Опора)Other (Другие)





9041A RTD 4 TYPE RTD-датчик -58..482 °F; ∞ 248 °F RTD 3: температура ступени 2 срабатывание

9042A RTD 4 LOCATION RTD-датчик not connected (не подключен)Pt 100 OhmNi 120 OhmNi 100 Ohm


9043 RTD 4 STAGE 1 RTD-датчик Oil (Масло)Ambient (Окружающая среда)Winding (Обмотка)Bearing (Опора)Other (Другие)





Пояснения

























Пояснения




9101A RTD10 TYPE RTD-датчик not connected (не подключен)Pt 100 OhmNi 120 OhmNi 100 Ohm


9102A RTD10 LOCATION RTD-датчик Oil (Масло)Ambient (Окружающая среда)Winding (Обмотка)Bearing (Опора)Other (Другие)


9103 RTD10 STAGE 1 RTD-датчик -50..250 °C; ∞ 100 °C RTD 10: температура ступени 1 срабатывание

9104 RTD10 STAGE 1 RTD-датчик -58..482 °F; ∞ 212 °F RTD 10: температура ступени 1 срабатывание

















Пояснения









Пояснения



A.8 Список сообщений

F.No. Описание Функция Тип ин-фор-ма-ции

Буфферы событий Конфиг. в матрице IEC 60870-5-103

Про

т. со

бытий ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

токол откл

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

т. замык.

на зем

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Отм

еч. запис

ях осц

илл.

Светоди

од

Бин

арны

й вход

Функцио

наль

ные клав

иши

Бин

арны

й вы

ход

Контро

ль дребе

зга

Тип

Инф

ормац

ионн

ый но

мер

Един

ица да

нных

(ASD

U)

Общ

ий запро

с

00003 >Синхр. внутр. часов реальн. времени (>Time Synch)

Устройство SP_Ev * * LED BI BO 135 48 1

00004 >Переключ. осциллографа (>Trig.Wave.Cap.)

Осциллограф. SP * * M LED BI BO 135 49 1 GI

00005 >Сброс светодиода (>Reset LED) Устройство SP * * LED BI BO 135 50 1 GI

00007 >Выбор группы уставок бит 0 (>Set Group Bit0)

Измен. группы уставок

SP * * LED BI BO 135 51 1 GI

00008 >Выбор группы уствок бит 1 (>Set Group Bit1)

Измен. группы уставок

SP * * LED BI BO 135 52 1 GI

00015 >Режим тестирования (>Test mode) Устройство SP * * LED BI BO 135 53 1 GI

00016 >Останов. передачи данных (>DataStop)

Устройство SP * * LED BI BO 135 54 1 GI

00051 Устройство в работе (Device OK) Устройство OUT ON OFF

* LED BO 135 81 1 GI

00052 Хотя бы 1 из функц. защиты в работе (ProtActive)

Устройство IntSP ON OFF

* LED BO 176 18 1 GI

00055 Сброс устройства (Reset Device) Устройство OUT * * LED BO 176 4 5

00056 Внутр. пуск устр-ва (Initial Start) Устройство OUT ON * LED BO 176 5 5

00060 Сброс светодиода (Reset LED) Устройство OUT_Ev

ON * LED BO 176 19 1

00067 Резюме (Resume) Устройство OUT ON * LED BO 135 97 1

00068 Ошибка синхр. часов (Clock SyncEr-ror)

Контроль OUT ON OFF

* LED BO

00069 Эконом. режим (DayLightSavTime) Устройство OUT ON OFF

* LED BO

00070 Идет расчет уставок (Settings Calc.) Устройство OUT ON OFF

* LED BO 176 22 1 GI

00071 Проверка уставок (Settings Check) Устройство OUT * * LED BO

00072 Изменение 2-го уровня (Level-2 change)

Устройство OUT ON OFF

* LED BO

00109 Частота вне диапазона (Frequ. o.o.r.)


* LED BO

00110 Потеря события (Event Lost) Контроль OUT_Ev

ON * LED BO 135 130 1

00113 Потеря флага (Flag Lost) Контроль OUT ON * M LED BO 135 136 1 GI

00125 Вкл. блок. дребезга контактов (Chat-ter ON)


* LED BO 135 145 1 GI



00126 Защита ВКЛ/ОТКЛ (через системн. порт) (ProtON/OFF)

Данные энергосистемы 2

IntSP ON OFF

* LED BO

00140 Ошибка суммарн. сообщения (Error Sum Alarm)

Контроль OUT * * LED BO 176 47 1 GI

00160 Сообщ. суммарн. события (Alarm Sum Event)

Контроль OUT * * LED BO 176 46 1 GI

00161 Поврежд.: Общий контроль токов (Fail I Superv.)

Контроль измерений

OUT ON OFF

* LED BO

00163 Поврежд.: Баланс токов (Fail I bal-ance)


OUT ON OFF

* LED BO 135 183 1 GI

00175 Поврежд.: Чередов. фаз тока (Fail Ph. Seq. I)


OUT ON OFF

* LED BO 135 191 1 GI

00177 Поврежд.: Батарея разряжена (Fail Battery)


* LED BO 135 193 1 GI

00181 Ошибка: АЦП (Error A/D-conv.) Контроль OUT ON OFF

* LED BO 135 178 1 GI

00183 Ошибка платы 1 (Error Board 1) Контроль OUT ON OFF

* LED BO 135 171 1 GI

00190 Ошибка платы 0 (Error Board 0) Контроль OUT ON OFF

* LED BO 135 210 1 GI

00191 Ошибка: Ответвл. (Error Offset) Контроль OUT ON OFF

* LED BO

00192 Ошибка: 1A/5A положен. перемычки отлич. от уставки (Error1A/5Awrong)


* LED BO 135 169 1 GI

00193 Сигнал: НЕТ доступных данных калибровки (Alarm NO calibr)


* LED BO 135 181 1 GI

00198 Ошибка: Коммуник. модуль B (Err. Module B)


* LED BO 135 198 1 GI

00199 Ошибка: Коммуник. модуль C (Err. Module C)


* LED BO 135 199 1 GI

00203 Удалены данные осциллограммы (Wave. deleted)


OUT_Ev

ON * LED BO 135 203 1

00264 Поврежд.: RTD-датчик 1 (Fail: RTD-Box 1)


* LED BO 135 208 1 GI

00265 Поврежд.: Чередов. фаз I стороны 1 (FailPh.Seq I S1)


OUT ON OFF

* LED BO

00266 Поврежд.: Чередов. фаз I стороны 2 (FailPh.Seq I S2)


OUT ON OFF

* LED BO

00267 Поврежд.: RTD-датчик 2 (Fail: RTD-Box 2)


* LED BO 135 209 1 GI

00272 Часы работы устан. точки (SP. Op Hours>)

Устан. точки (статистика)

OUT ON OFF

* LED BO 135 229 1 GI

00311 Ошибка при конфиг. защиты (Fault Configur.)


OUT ON * LED BO



Про

т. со

бытий ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

токол откл

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

т. замык.

на зем

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Отм

еч. запис

ях осц

илл.

Светоди

од

Бин

арны

й вход

Функцио

наль

ные клав

иши

Бин

арны

й вы

ход

Контро

ль дребе

зга

Тип

Инф

ормац

ионн

ый но

мер

Един

ица да

нных

(ASD

U)

Общ

ий запро

с



00356 >Сигнал на вкл. от руки (>Manual Close)


SP * * LED BI BO 150 6 1 GI

00390 >Сигн. ступень датчика масла (>Gas in oil)

Внешн. сообщения от трансф-ра

SP ON OFF

* LED BI BO

00391 >Сигн. ступень защиты Buchholz (>Buchh. Warn)


SP ON OFF

* LED BI BO 150 41 1 GI

00392 >Ступень откл. от защиты Buchholz (>Buchh. Trip)


SP ON OFF

* LED BI BO 150 42 1 GI

00393 >Контроль бака тр-ра от защиты Buchh. (>Buchh. Tank)


SP ON OFF

* LED BI BO 150 43 1 GI

00409 >БЛОК. счетчика Op (>BLOCK Op Count)

Статистика SP ON OFF

* LED BI BO

00410 >Пром. конт. выключателя 1 замкнут (>CB1 3p Closed)


SP on off

* LED BI BO 150 80 1 GI

00411 >Пром. конт. выключателя 1 разомкнут (>CB1 3p Open)


SP on off

* LED BI BO 150 81 1 GI

00413 >Пром. конт. выключателя 2 замкнут (>CB2 3p Closed)


SP on off

* LED BI BO 150 82 1 GI

00414 >Пром. конт. выключателя 2 разомкнут (>CB2 3p Open)


SP on off

* LED BI BO 150 83 1 GI

00501 СРАБ. реле (Relay PICKUP) Данные энергосистемы 2

OUT * ON M LED BO 150 151 2 GI

00511 Общая команда на ОТКЛ. реле (Relay TRIP)



00561 Опред. сигнал на вкл. от руки (Man.Clos.Detect)


OUT ON * LED BO 150 211 1

00571 Повр.: Контроль симметрии токов стороны 1 (Fail. Isym 1)


OUT ON OFF

* LED BO

00572 Повр.: Контроль симметрии токов стороны 2 (Fail. Isym 2)


OUT ON OFF

* LED BO

00576 Первичн. ток поврежд. IL1 стороны 1 (IL1S1:)


OUT * ON OFF

150 193 4



OUT * ON OFF

150 194 4



OUT * ON OFF

150 195 4



OUT * ON OFF

150 190 4



OUT * ON OFF

150 191 4



OUT * ON OFF

150 192 4

00582 Первичн. ток повреждения I1 (I1:) Данные энергосистемы 2

OUT * ON OFF



Про

т. со

бытий ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

токол откл

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

т. замык.

на зем

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Отм

еч. запис

ях осц

илл.

Светоди

од

Бин

арны

й вход

Функцио

наль

ные клав

иши

Бин

арны

й вы

ход

Контро

ль дребе

зга

Тип

Инф

ормац

ионн

ый но

мер

Един

ица да

нных

(ASD

U)

Общ

ий запро

с




OUT * ON OFF


OUT * ON OFF


OUT * ON OFF


OUT * ON OFF


OUT * ON OFF


OUT * ON OFF

00888 Имп. энергии Wp (активн.) (Wp(puls))

Энергия PMV BI 133 55 205

00889 Имп. энергии Wq (реактивн.) (Wq(puls))

Энергия PMV BI 133 56 205

01000 Кол-во команд на откл. выкл-ля (# TRIPs=)

Статистика OUT

01020 Счетчик часов работы (Op.Hours=) Статистика OUT

01403 >БЛОК. защиты от отказа выкл-ля (>BLOCK BkrFail)

Breaker Failure Protection

SP * * LED BI BO 166 103 1 GI

01431 >Внешн. инициация защиты от отказа выкл-ля (>BrkFail extSRC)

Защита от отказа выкл-ля

SP ON OFF

* LED BI BO 166 104 1 GI

01451 Защита от отказа выкл-ля ОТК. (Bkr-Fail OFF)


OUT ON OFF

* LED BO 166 151 1 GI

01452 Защита от отказа выкл-ля ЗАБЛОК. (BkrFail BLOCK)


OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 166 152 1 GI

01453 Защита от отказа выкл-ля в РАБОТЕ (BkrFail ACTIVE)


OUT ON OFF

* LED BO 166 153 1 GI

01456 Защита от отказа выкл-ля (внутр.) СРАБ. (BkrFail int PU)


OUT * ON OFF

LED BO 166 156 2 GI

01457 Защита от отказа выкл-ля (внешн.) СРАБ. (BkrFail ext PU)


OUT * ON OFF

LED BO 166 157 2 GI

01471 ОТКЛ. от защиты от отказа выкл-ля (BrkFailure TRIP)



01480 ОТКЛ. от защиты от отказа выкл-ля (внутр.) (BkrFail intTRIP)


OUT * ON LED BO 166 180 2 GI

01481 ОТКЛ. от защиты от отказа выкл-ля (внешн.) (BkrFail extTRIP)



01488 Защита от отказа выкл-ля не исп. на данном объекте (BkrFail Not av.)


OUT ON * LED BO

01503 >БЛОК. термич. защиты от перегр. (>BLK ThOverload)

Термич. защита от перегр.

SP * * LED BI BO 167 3 1 GI



Про

т. со

бытий ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

токол откл

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

т. замык.

на зем

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Отм

еч. запис

ях осц

илл.

Светоди

од

Бин

арны

й вход

Функцио

наль

ные клав

иши

Бин

арны

й вы

ход

Контро

ль дребе

зга

Тип

Инф

ормац

ионн

ый но

мер

Един

ица да

нных

(ASD

U)

Общ

ий запро

с



01507 >Авар. пуск термич. защиты от перегр. (>Emer.Start O/L)


SP ON OFF

* LED BI BO 167 7 1 GI

01511 Термич. защита от перегр. ОТКЛ. (Th.Overload OFF)


OUT ON OFF

* LED BO 167 11 1 GI

01512 Термич. защита от перегр. ЗАБЛОК. (Th.Overload BLK)


OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 167 12 1 GI

01513 Термич. защита от перегр. в РАБОТЕ (Th.Overload ACT)


OUT ON OFF

* LED BO 167 13 1 GI

01515 Термич. защита от перегр. токовый сигнал (I alarm) (O/L I Alarm)


OUT ON OFF

* LED BO 167 15 1 GI

01516 Thermal Overload Alarm (O/L Θ Alarm)

Thermal Overload Protection

OUT ON OFF

* LED BO 167 16 1 GI

01517 Thermal Overload picked up (O/L Th. pick.up)

Thermal Overload Protection

OUT ON OFF

* LED BO 167 17 1 GI

01521 Сигнал термич. перегр. (O/L Θ Alarm)


OUT * ON OFF

M LED BO 167 21 2 GI

01541 Термич. защита от перегр. сраб. (O/L Th. pick.up)


OUT ON OFF

* LED BO 167 41 1 GI

01542 Термич. защита от перегр. ОТКЛ. (ThOverload TRIP)


OUT ON OFF

* LED BO 167 42 2 GI

01543 Термич. защита от перегр. сигн. температ. кипения (O/L ht.spot Al.)


OUT ON OFF

* LED BO 167 43 1 GI

01544 Термич. защита от перегр. откл. темп. кипения (O/L h.spot TRIP)


OUT ON OFF

* LED BO 167 44 1 GI

01545 Термич. защита от перегр. Нет замеров темпер. (O/L No Th.meas.)


OUT ON * LED BO

01549 Термич. защита от перегр. не исп. на данном объекте (O/L Not avail.)


OUT ON * LED BO

01704 >БЛОК. фазн. МТЗ (>BLK Phase O/C)

Фазная МТЗ SP * * LED BI BO

01714 >БЛОК. земл. МТЗ (>BLK Earth O/C) Земляная МТЗ SP * * LED BI BO

01721 >БЛОКИР. I>> (>BLOCK I>>) Фазная МТЗ SP * * LED BI BO 60 1 1 GI

01722 >БЛОКИР. I> (>BLOCK I>) Фазная МТЗ SP * * LED BI BO 60 2 1 GI

01723 >БЛОКИР. Ip (>BLOCK Ip) Фазная МТЗ SP * * LED BI BO 60 3 1 GI

01724 >БЛОКИР. IE>> (>BLOCK IE>>) Земляная МТЗ SP * * LED BI BO 60 4 1 GI

01725 >БЛОКИР. IE> (>BLOCK IE>) Земляная МТЗ SP * * LED BI BO 60 5 1 GI

01726 >БЛОКИР. IEp (>BLOCK IEp) Земляная МТЗ SP * * LED BI BO 60 6 1 GI

01730 >БЛОК. холодн. нагр. (>BLOCK CLP)

Сраб. при холодн. нагрузке

SP * * LED BI BO

01731 >БЛОК. сраб. холодн. нагр. стоп таймер (>BLK CLP stpTim)


SP ON OFF

ON OFF

LED BI BO 60 243 1 GI



Про

т. со

бытий ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

токол откл

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

т. замык.

на зем

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Отм

еч. запис

ях осц

илл.

Светоди

од

Бин

арны

й вход

Функцио

наль

ные клав

иши

Бин

арны

й вы

ход

Контро

ль дребе

зга

Тип

Инф

ормац

ионн

ый но

мер

Един

ица да

нных

(ASD

U)

Общ

ий запро

с



01741 >БЛОКИР. 3I0 МТЗ (>BLK 3I0 O/C) МТЗ 3I0 SP * * LED BI BO

01742 >БЛОКИР. 3I0>> МТЗ (>BLOCK 3I0>>)

МТЗ 3I0 SP * * LED BI BO 60 9 1 GI

01743 >БЛОК. 3I0> МТЗ (>BLOCK 3I0>) МТЗ 3I0 SP * * LED BI BO 60 10 1 GI

01744 >БЛОКИР. 3I0p МТЗ (>BLOCK 3I0p) МТЗ 3I0 SP * * LED BI BO 60 11 1 GI

01748 МТЗ 3I0 ОТКЛ. (O/C 3I0 OFF) МТЗ 3I0 OUT ON OFF

* LED BO 60 151 1 GI

01749 МТЗ 3I0 ЗАБЛОКИР. (O/C 3I0 BLK) МТЗ 3I0 OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 60 152 1 GI

01750 МТЗ 3I0 в РАБОТЕ (O/C 3I0 ACTIVE) МТЗ 3I0 OUT ON OFF

* LED BO 60 153 1 GI

01751 Фазн. МТЗ ОТКЛ. (O/C Phase OFF) Фазная МТЗ OUT ON OFF

* LED BO 60 21 1 GI

01752 Фазн. МТЗ ЗАБЛОКИР. (O/C Phase BLK)

Фазная МТЗ OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 60 22 1 GI

01753 Фазн. МТЗ в РАБОТЕ (O/C Phase ACT)

Фазная МТЗ OUT ON OFF

* LED BO 60 23 1 GI

01756 Земл. МТЗ ОТКЛ. (O/C Earth OFF) Земляная МТЗ OUT ON OFF

* LED BO 60 26 1 GI

01757 Земл. МТЗ ЗАБЛОКИР. (O/C Earth BLK)

Земляная МТЗ OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 60 27 1 GI

01758 Земл. МТЗ в РАБОТЕ (O/C Earth ACT)

Земляная МТЗ OUT ON OFF

* LED BO 60 28 1 GI

01761 МТЗ сраб. (Overcurrent PU) Общ. МТЗ OUT * ON OFF

LED BO 60 69 2 GI

01762 Сраб. МТЗ фазы L1 (O/C Ph L1 PU) Фазная МТЗ OUT * ON OFF






01765 Сраб. землян. МТЗ (O/C Earth PU) Земляная МТЗ OUT * ON OFF

M LED BO 60 67 2 GI

01766 Сраб. МТЗ 3I0 (O/C 3I0 PU) МТЗ 3I0 OUT * ON OFF


01791 МТЗ ОТКЛ. (OvercurrentTRIP) Общ. МТЗ OUT * ON M LED BO 60 68 2 GI

01800 I>> сраб. (I>> picked up) Фазная МТЗ OUT * ON OFF

LED BO 60 75 2 GI

01804 I>> конец. выд. врем. (I>> Time Out) Фазная МТЗ OUT * * LED BO 60 49 2 GI

01805 I>> ОТКЛ. (I>> TRIP) Фазная МТЗ OUT * ON LED BO 60 70 2 GI

01810 I> сраб. (I> picked up) Фазная МТЗ OUT * ON OFF

LED BO 60 76 2 GI



Про

т. со

бытий ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

токол откл

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

т. замык.

на зем

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Отм

еч. запис

ях осц

илл.

Светоди

од

Бин

арны

й вход

Функцио

наль

ные клав

иши

Бин

арны

й вы

ход

Контро

ль дребе

зга

Тип

Инф

ормац

ионн

ый но

мер

Един

ица да

нных

(ASD

U)

Общ

ий запро

с



01814 I> конец. выд. врем. (I> Time Out) Фазная МТЗ OUT * * LED BO 60 53 2 GI

01815 I> ОТКЛ. (I> TRIP) Фазная МТЗ OUT * ON LED BO 60 71 2 GI

01820 Ip сраб. (Ip picked up) Фазная МТЗ OUT * ON OFF

LED BO 60 77 2 GI

01824 Ip конец. выд. врем. (Ip Time Out) Фазная МТЗ OUT * * LED BO 60 57 2 GI

01825 Ip ОТКЛ. (Ip TRIP) Фазная МТЗ OUT * ON LED BO 60 58 2 GI

01831 IE>> сраб. (IE>> picked up) Земляная МТЗ OUT * ON OFF

LED BO 60 59 2 GI

01832 IE>> конец. выд. врем. (IE>> Time Out)

Земляная МТЗ OUT * * LED BO 60 60 2 GI

01833 IE>> Откл. (IE>> TRIP) Земляная МТЗ OUT * ON LED BO 60 61 2 GI

01834 IE> сраб. (IE> picked up) Земляная МТЗ OUT * ON OFF

LED BO 60 62 2 GI

01835 IE> конец. выд. врем. (IE> Time Out) Земляная МТЗ OUT * * LED BO 60 63 2 GI

01836 IE> ОТКЛ. (IE> TRIP) Земляная МТЗ OUT * ON LED BO 60 72 2 GI

01837 IEp сраб. (IEp picked up) Земляная МТЗ OUT * ON OFF

LED BO 60 64 2 GI

01838 IEp конец. выд. врем. (IEp TimeOut) Земляная МТЗ OUT * * LED BO 60 65 2 GI

01839 IEp ОТКЛ. (IEp TRIP) Земляная МТЗ OUT * ON LED BO 60 66 2 GI

01843 Перекр. блок.: Фаза X блок. фазу Y (INRUSH X-BLK)

Фазная МТЗ OUT * ON OFF

LED BO

01851 I> ЗАБЛОК. (I> BLOCKED) Фазная МТЗ OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 60 105 1 GI

01852 I>> ЗАБЛОК. (I>> BLOCKED) Фазная МТЗ OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 60 106 1 GI

01853 IE> ЗАБЛОК. (IE> BLOCKED) Земляная МТЗ OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 60 107 1 GI

01854 IE>> ЗАБЛОК. (IE>> BLOCKED) Земляная МТЗ OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 60 108 1 GI

01855 Ip ЗАБЛОК. (Ip BLOCKED) Фазная МТЗ OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 60 109 1 GI

01856 IEp ЗАБЛОК. (IEp BLOCKED) Земляная МТЗ OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 60 110 1 GI

01857 3I0> ЗАБЛОК. (3I0> BLOCKED) МТЗ 3I0 OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 60 159 1 GI

01858 3I0>> ЗАБЛОК. (3I0>> BLOCKED) МТЗ 3I0 OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 60 155 1 GI

01859 3I0p ЗАБЛОК. (3I0p BLOCKED) МТЗ 3I0 OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 60 163 1 GI

01860 Фазн. МТЗ: не исп. на данном объекте (O/C Ph. Not av.)

Фазная МТЗ OUT ON * LED BO



Про

т. со

бытий ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

токол откл

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

т. замык.

на зем

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Отм

еч. запис

ях осц

илл.

Светоди

од

Бин

арны

й вход

Функцио

наль

ные клав

иши

Бин

арны

й вы

ход

Контро

ль дребе

зга

Тип

Инф

ормац

ионн

ый но

мер

Един

ица да

нных

(ASD

U)

Общ

ий запро

с



01861 МТЗ 3I0: не исп. на данном объекте (O/C 3I0 Not av.)

МТЗ 3I0 OUT ON * LED BO

01901 Земл. МТЗ ош.: нет привязки пром. ТТ (O/C Earth ErrCT)

Земляная МТЗ OUT * ON OFF

LED BO 60 156 2 GI

01902 3I0>> сраб. (3I0>> picked up) МТЗ 3I0 OUT * * LED BO 60 157 2 GI

01903 3I0>> конец выд. врем. (3I0>> Time Out)

МТЗ 3I0 OUT * ON LED BO 60 158 2 GI

01904 3I0>> ОТКЛ. (3I0>> TRIP) МТЗ 3I0 OUT * ON OFF

LED BO 60 160 2 GI

01905 3I0> сраб. (3I0> picked up) МТЗ 3I0 OUT * * LED BO 60 161 2 GI

01906 3I0> конец выд. врем. (3I0> Time Out)


01907 3I0> ОТКЛ. (3I0> TRIP) МТЗ 3I0 OUT * ON OFF

LED BO 60 164 2 GI

01908 3I0p сраб. (3I0p picked up) МТЗ 3I0 OUT * * LED BO 60 165 2 GI

01909 3I0p конец выд. врем. (3I0p Time-Out)


01994 Сраб. при холодн. нагр. ОТКЛ. (CLP OFF)


OUT ON OFF

* LED BO 60 244 1 GI

01995 Сраб. при холодн. нагр. ЗАБЛОК. (CLP BLOCKED)


OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 60 245 1 GI

01996 Сраб. при холодн. нагр. в РАБОТЕ (CLP running)


OUT ON OFF

* LED BO 60 246 1 GI

01998 АКТИВИЗИР. динамич. уставки фазн. МТЗ (I Dyn.set. ACT)


OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 60 248 1 GI

01999 АКТИВИЗИР. динамич. уставки МТЗ 3I0 (3I0 Dyn.set.ACT)


OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 60 249 1 GI

02000 АКТИВИЗИР. динамич. уставки землян. МТЗ (IE Dyn.set. ACT)


OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 60 250 1 GI

04523 >Áëîêèð. âíåøí. îòêë. 1 (>BLOCK Ext 1)

Внешн. функция откл.

SP * * LED BI BO

04526 >Ïåðåêë. âíåøí. îòêë. 1 (>Ext trip 1) Внешн. функция откл.

SP ON OFF

* LED BI BO 51 126 1 GI

04531 Внешн. откл. 1 ОТКЛ. (Ext 1 OFF) Внешн. функция откл.

OUT ON OFF

* LED BO 51 131 1 GI

04532 Внешн. откл. 1 ЗАБЛОК. (Ext 1 BLOCKED)


OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 51 132 1 GI

04533 Внешн. откл. 1 в РАБОТЕ (Ext 1 ACTIVE)


OUT ON OFF

* LED BO 51 133 1 GI

04536 Внешн. откл. 1: общ. сраб. (Ext 1 picked up)


OUT * ON OFF

LED BO 51 136 2 GI

04537 Внешн. откл. 1: общ. ОТКЛ. (Ext 1 Gen. TRIP)





Про

т. со

бытий ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

токол откл

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

т. замык.

на зем

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Отм

еч. запис

ях осц

илл.

Светоди

од

Бин

арны

й вход

Функцио

наль

ные клав

иши

Бин

арны

й вы

ход

Контро

ль дребе

зга

Тип

Инф

ормац

ионн

ый но

мер

Един

ица да

нных

(ASD

U)

Общ

ий запро

с



04543 >БЛОК. внешн. откл. 2 (>BLOCK Ext 2)


SP * * LED BI BO

04546 >Перекл. внешн. откл. 2 (>Ext trip 2) Внешн. функция откл.

SP ON OFF

* LED BI BO 51 146 1 GI

04551 Внешн. откл. 2 ОТКЛ. (Ext 2 OFF) Внешн. функция откл.

OUT ON OFF

* LED BO 51 151 1 GI

04552 Внешн. откл. 2 ЗАБЛОКИР. (Ext 2 BLOCKED)


OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 51 152 1 GI

04553 Внешн. откл. 2 в РАБОТЕ (Ext 2 ACTIVE)


OUT ON OFF

* LED BO 51 153 1 GI

04556 Внешн. откл. 2: Общ. сраб. (Ext 2 picked up)


OUT * ON OFF

LED BO 51 156 2 GI

04557 Внешн. откл. 2: Общ. ОТКЛ. (Ext 2 Gen. TRIP)



05143 >БЛОК. I2 (Unbalance Load) (>BLOCK I2)

Несбаланс. нагрузка (ОП)

SP * * LED BI BO 70 126 1 GI

05145 >Обратн. чередов. фаз (>Reverse Rot.)


SP ON OFF

* LED BI BO 71 34 1 GI

05147 Чередов. фаз L1L2L3 (Rotation L1L2L3)


OUT ON OFF

* LED BO 70 128 1 GI

05148 Чередов. фаз L1L3L2 (Rotation L1L3L2)


OUT ON OFF

* LED BO 70 129 1 GI

05151 I2 ОТКЛ. (I2 OFF) Несбаланс. нагрузка (ОП)

OUT ON OFF

* LED BO 70 131 1 GI

05152 I2 ЗАБЛОКИР. (I2 BLOCKED) Несбаланс. нагрузка (ОП)

OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 70 132 1 GI

05153 I2 в РАБОТЕ (I2 ACTIVE) Несбаланс. нагрузка (ОП)

OUT ON OFF

* LED BO 70 133 1 GI

05159 I2>> сраб. (I2>> picked up) Несбаланс. нагрузка (ОП)

OUT * ON OFF

LED BO 70 138 2 GI

05165 I2> сраб. (I2> picked up) Несбаланс. нагрузка (ОП)

OUT * ON OFF

LED BO 70 150 2 GI

05166 I2p сраб. (I2p picked up) Несбаланс. нагрузка (ОП)

OUT * ON OFF

LED BO 70 141 2 GI

05170 I2 ОТКЛ. (I2 TRIP) Несбаланс. нагрузка (ОП)


05172 I2 ош.: не исп. для данного объекта (I2 Not avail.)

Несбаланс. нагрузка (ОП)

OUT ON * LED BO

05603 >БЛОК. дифф. защиты (>Diff BLOCK)

Дифф. защита SP * * LED BI BO

05615 Дифф. защита ОТКЛ. (Diff OFF) Дифф. защита OUT ON OFF

* LED BO 75 15 1 GI

05616 Дифф. защита ЗАБЛОК. (Diff BLOCKED)

Дифф. защита OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 75 16 1 GI



Про

т. со

бытий ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

токол откл

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

т. замык.

на зем

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Отм

еч. запис

ях осц

илл.

Светоди

од

Бин

арны

й вход

Функцио

наль

ные клав

иши

Бин

арны

й вы

ход

Контро

ль дребе

зга

Тип

Инф

ормац

ионн

ый но

мер

Един

ица да

нных

(ASD

U)

Общ

ий запро

с



05617 Дифф. защита в РАБОТЕ (Diff ACTIVE)


* LED BO 75 17 1 GI

05620 Дифф. защита ош.: несоотв. коэфф. адапт. ТТ (Diff Adap.fact.)

Дифф. защита OUT ON * LED BO

05631 Дифф. защита сраб. (Diff picked up) Дифф. защита OUT * ON OFF

M LED BO 75 31 2 GI

05644 Дифф. защита: блок. от 2 гарм. L1 (Diff 2.Harm L1)

Дифф. защита OUT * ON OFF

LED BO 75 44 2 GI



LED BO 75 45 2 GI



LED BO 75 46 2 GI

05647 Дифф. защита: блок. от n гарм. L1 (Diff n.Harm L1)


LED BO 75 47 2 GI



LED BO 75 48 2 GI



LED BO 75 49 2 GI

05651 Дифф. защита: блок. от внешн. поврежд. L1 (Diff Bl. exF.L1)


LED BO 75 51 2 GI



LED BO 75 52 2 GI



LED BO 75 53 2 GI

05657 Дифф. защита: перекр. блок. от 2 гармон. (DiffCrosBlk 2HM)


LED BO

05658 Дифф. защита: перекр. блок. от n гармон. (DiffCrosBlk nHM)


LED BO

05662 Дифф. защита: перекр. блок. от внешн. поврежд. (DiffCrosBlk exF)


ON OFF

LED BO 75 62 2 GI

05663 Дифф. защита: блок. от поврежд. ТТ L1 (Block Iflt.L1)


ON OFF

LED BO 75 63 2 GI



ON OFF

LED BO 75 64 2 GI



ON OFF

LED BO

05667 Дифф.: Увелич. хар-ки фазы (старт) L1 (DiffStrtInChaL1)


ON OFF

LED BO



ON OFF

LED BO



LED BO

05671 Дифф.: Реализ. токов для откл. (Diff I-Release)

Дифф. защита OUT * * LED BO 176 68 2



Про

т. со

бытий ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

токол откл

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

т. замык.

на зем

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Отм

еч. запис

ях осц

илл.

Светоди

од

Бин

арны

й вход

Функцио

наль

ные клав

иши

Бин

арны

й вы

ход

Контро

ль дребе

зга

Тип

Инф

ормац

ионн

ый но

мер

Един

ица да

нных

(ASD

U)

Общ

ий запро

с



05672 Дифф. защита: ОТКЛ. L1 (Diff TRIP L1)






05681 Дифф. защита: IDIFF> L1 (без выд. врем.) (Diff> L1)


LED BO 75 81 2 GI



LED BO 75 82 2 GI



LED BO 75 83 2 GI

05684 Дифф. защита: IDIFF>> L1 (без выд. врем.) (Diff>> L1)


LED BO 75 84 2 GI



LED BO 75 85 2 GI



LED BO 75 86 2 GI

05691 Дифф. защита: ОТКЛ. от IDIFF> (Diff> TRIP)

Дифф. защита OUT * ON M LED BO 75 91 2 GI

05692 Дифф. защита: ОТКЛ. от IDIFF>> (Diff>> TRIP)

Дифф. защита OUT * ON M LED BO 75 92 2 GI

05701 Дифф. ток в L1 при откл. без выд. врем. (Dif L1 :)


75 101 4



75 102 4



75 103 4

05704 Торм. ток в L1 при откл. без выд. врем. (Res L1 :)


75 104 4



75 105 4



75 106 4

05803 >БЛОК. огранич. защиты от замык. на землю (>BLOCK REF)


SP * * LED BI BO

05811 Огранич. защита от замык. на землю ОТКЛ. (REF OFF)


OUT ON OFF

* LED BO 76 11 1 GI

05812 Огранич. защита от замык. на землю ЗАБЛОК. (REF BLOCKED)


OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 76 12 1 GI



Про

т. со

бытий ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

токол откл

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

т. замык.

на зем

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Отм

еч. запис

ях осц

илл.

Светоди

од

Бин

арны

й вход

Функцио

наль

ные клав

иши

Бин

арны

й вы

ход

Контро

ль дребе

зга

Тип

Инф

ормац

ионн

ый но

мер

Един

ица да

нных

(ASD

U)

Общ

ий запро

с



05813 Огранич. защита от замык. на землю в РАБОТЕ (REF ACTIVE)


OUT ON OFF

* LED BO 76 13 1 GI

05816 Огранич. защита от замык. на землю: пуск выд. врем. (REF T start)


OUT * ON OFF

LED BO 76 16 2 GI

05817 Огранич. защита от замык. на землю: сраб. (REF pikked up)


OUT * ON OFF

M LED BO 76 17 2 GI

05821 Огранич. защита от замык. на землю: ОТКЛ. (REF TRIP)


OUT * ON M LED BO 176 89 2

05826 Огранич. защита от замык. на землю: величина D при откл. (with-out Tdelay) (REF D:)


OUT * ON OFF

76 26 4

05827 Огранич. защита от замык. на землю: величина S при откл. (with-out Tdelay) (REF S:)


OUT * ON OFF

76 27 4

05830 Огранич. защита от замык. на землю ош.: нет нейтрали ТТ (REF Err CTstar)


OUT ON * LED BO

05835 Огранич. защита от замык. на землю: Коэфф. адапт. ТТ в заземл. обм. (REF CTstar:)


OUT ON * LED BO

05836 Огранич. защита от замык. на землю ош.: не исп. для данного объекта (REF Not avail.)


OUT ON * LED BO

05951 >БЛОК. 1фазн. МТЗ (>BLK 1Ph. O/C)

1 фазная МТЗ SP * * LED BI BO

05952 >БЛОК. 1фазн. МТЗ I> (>BLK 1Ph. I>)


05953 >БЛОК. 1фазн. МТЗ I>> (>BLK 1Ph. I>>)


05961 1фазн. МТЗ ОТКЛ. (O/C 1Ph. OFF) 1 фазная МТЗ OUT ON OFF

* LED BO 76 161 1 GI

05962 1фазн. МТЗ ЗАБЛОК. (O/C 1Ph. BLK)

1 фазная МТЗ OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 76 162 1 GI

05963 1фазн. МТЗ в РАБОТЕ (O/C 1Ph. ACT)


* LED BO 76 163 1 GI

05966 1фазн. МТЗ I> ЗАБЛОК. (O/C 1Ph I> BLK)


ON OFF

LED BO 76 166 1 GI

05967 1фазн. МТЗ I>> ЗАБЛОК. (O/C 1Ph I>> BLK)


ON OFF

LED BO 76 167 1 GI

05971 1фазн. МТЗ сраб. (O/C 1Ph PU) 1 фазная МТЗ OUT * ON OFF

LED BO 76 171 2 GI

05972 1фазн. МТЗ ОТКЛ. (O/C 1Ph TRIP) 1 фазная МТЗ OUT * ON LED BO 76 172 2 GI



Про

т. со

бытий ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

токол откл

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

т. замык.

на зем

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Отм

еч. запис

ях осц

илл.

Светоди

од

Бин

арны

й вход

Функцио

наль

ные клав

иши

Бин

арны

й вы

ход

Контро

ль дребе

зга

Тип

Инф

ормац

ионн

ый но

мер

Един

ица да

нных

(ASD

U)

Общ

ий запро

с



05974 1фазн. МТЗ I> сраб. (O/C 1Ph I> PU) 1 фазная МТЗ OUT * ON OFF

LED BO 76 174 2 GI

05975 1фазн. МТЗ I> ОТКЛ. (O/C 1Ph I> TRIP)

1 фазная МТЗ OUT * ON M LED BO 76 175 2 GI

05977 1фазн. МТЗ I>> сраб. (O/C 1Ph I>> PU)

1 фазная МТЗ OUT * ON OFF

LED BO 76 177 2 GI

05979 1фазн. МТЗ I>> ОТКЛ. (O/C1Ph I>> TRIP)

1 фазная МТЗ OUT * ON M LED BO 76 179 2 GI

05980 1фазн. МТЗ: I при сраб. (O/C 1Ph I:) 1 фазная МТЗ OUT * ON OFF

76 180 4

06851 1фазн. МТЗ ош.:нет привяз. промежут. ТТ (O/C 1Ph Err CT)


06852 >БЛОК. контроля цепей откл. (>BLOCK TripC)

Контроль цепей откл.

SP ON OFF

* LED BI BO 170 51 1 GI

06853 >Контр. цепей откл.: откл. реле (>TripC trip rel)


SP ON OFF

* LED BI BO 170 52 1 GI

06861 >Контр. цепей откл.: реле выкл-ля (>TripC brk rel.)


OUT ON OFF

* LED BO 170 53 1 GI

06862 Контр. цепей откл. ОТКЛ. (TripC OFF)


OUT ON OFF

ON OFF

LED BO 153 16 1 GI

06863 Контр. цепей откл. ЗАБЛОК. (TripC BLOCKED)


OUT ON OFF

* LED BO 153 17 1 GI

06864 Контр. цепей откл. в РАБОТЕ (TripC ACTIVE)


OUT ON OFF

* LED BO 170 54 1 GI

06865 Блок. цепей откл. Бин. вход не установл. (TripC ProgFail)


OUT ON OFF

* LED BO 170 55 1 GI

07551 I> бросок сраб. (I> InRush PU) Фазная МТЗ OUT * ON OFF

LED BO 60 80 2 GI

07552 IE> бросок сраб. (IE> InRush PU) Земляная МТЗ OUT * ON OFF

LED BO 60 81 2 GI

07553 Ip бросок сраб. (Ip InRush PU) Фазная МТЗ OUT * ON OFF

LED BO 60 82 2 GI

07554 IEp бросок сраб. (IEp InRush PU) Земляная МТЗ OUT * ON OFF

LED BO 60 83 2 GI

07564 Земл. бросок сраб. (Earth InRush PU)

Земляная МТЗ OUT * ON OFF

LED BO 60 88 2 GI

07565 Фаза L1 бросок сраб. (L1 InRush PU) Фазная МТЗ OUT * ON OFF

LED BO 60 89 2 GI


LED BO 60 90 2 GI


LED BO 60 91 2 GI

07568 3I0 бросок сраб. (3I0 InRush PU) МТЗ 3I0 OUT * ON OFF

LED BO 60 95 2 GI



Про

т. со

бытий ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

токол откл

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

т. замык.

на зем

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Отм

еч. запис

ях осц

илл.

Светоди

од

Бин

арны

й вход

Функцио

наль

ные клав

иши

Бин

арны

й вы

ход

Контро

ль дребе

зга

Тип

Инф

ормац

ионн

ый но

мер

Един

ица да

нных

(ASD

U)

Общ

ий запро

с



07569 3I0> бросок сраб. (3I0> InRush PU) МТЗ 3I0 OUT * ON OFF

LED BO 60 96 2 GI

07570 3I0p бросок сраб. (3I0p InRush PU) МТЗ 3I0 OUT * ON OFF

LED BO 60 97 2 GI

07571 >БЛОК. фазн. МТЗ бросок (>BLK Ph.O/C Inr)

Фазная МТЗ SP ON OFF

ON OFF


07572 >БЛОК. МТЗ 3I0 бросок (>BLK 3I0O/C Inr)

МТЗ 3I0 SP ON OFF

ON OFF


07573 >БЛОК. земл. МТЗ бросок (>BLK E O/C Inr)

Земляная МТЗ SP ON OFF

ON OFF


07581 Фаза L1 определ. бросок (L1 InRush det.)


LED BO



LED BO



LED BO

14101 Повр.: RTD (обрыв провода/закоротка) (Fail: RTD)

Термо-преобразователь

OUT ON OFF

* LED BO

14111 Повр.: RTD 1 (обрыв провода/закоротка) (Fail: RTD 1)


OUT ON OFF

* LED BO

14112 RTD 1 темпер. ступень 1 сраб. (RTD 1 St.1 p.up)


OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO

14131 Fail: RTD 3 (обрыв провода/закоротка) (Fail: RTD 3)


OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



Про

т. со

бытий ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

токол откл

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

т. замык.

на зем

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Отм

еч. запис

ях осц

илл.

Светоди

од

Бин

арны

й вход

Функцио

наль

ные клав

иши

Бин

арны

й вы

ход

Контро

ль дребе

зга

Тип

Инф

ормац

ионн

ый но

мер

Един

ица да

нных

(ASD

U)

Общ

ий запро

с





OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO

14201 Повр.: RTD10 (обрыв провода/закоротка) (Fail: RTD10)


OUT ON OFF

* LED BO

14202 RTD10 темпер. ступень 1 сраб. (RTD10 St.1 p.up)


OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



OUT ON OFF

* LED BO



Про

т. со

бытий ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

токол откл

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

т. замык.

на зем

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Отм

еч. запис

ях осц

илл.

Светоди

од

Бин

арны

й вход

Функцио

наль

ные клав

иши

Бин

арны

й вы

ход

Контро

ль дребе

зга

Тип

Инф

ормац

ионн

ый но

мер

Един

ица да

нных

(ASD

U)

Общ

ий запро

с





OUT ON OFF

* LED BO

30607 Аккум. тока прерыв. L1 S1 (ΣIL1S1:) Статистика OUT






30620 Аккум. тока прерыв. I1 (ΣI1:) Статистика OUT




30624 Аккум. тока прерыв.5 (ΣI5:) Статистика OUT



>Подсветка вкл. (>Light on) Устройство SP ON OFF

* LED BI BO

>Итог. блок.: Общее откл. (>QuitG-TRP)


IntSP * * LED BI FK BO

Синхрон. часов (SynchClock) Устройство IntSP_Ev

* * LED BO

Управл. воздействие (Cntrl Auth) Управл. воздействие

IntSP ON OFF

* LED 101 85 1 GI

Режим управл. МЕСТНЫЙ (Mode-LOCAL)

Управл. воздействие

IntSP ON OFF

* LED 101 86 1 GI

Режим управл. ДИСТАНЦИОННЫЙ (ModeREMOTE)

Управл. воздействие

IntSP ON OFF

* LED

Ошибка FMS FO 1 (Error FMS1) Контроль OUT ON OFF

* LED BO

Ошибка FMS FO 2 (Error FMS2) Контроль OUT ON OFF

* LED BO

Ошибка системного интерфейса (SysIntErr.)

Контроль IntSP ON OFF

* LED BO

Неправ. пуск записи (FltRecSta) Осциллограф. IntSP ON OFF

* LED BO

Группа A (Group A) Измен. группы уставок

IntSP ON OFF

* LED BO 176 23 1 GI

Группа B (Group B) Измен. группы уставок

IntSP ON OFF

* LED BO 176 24 1 GI



Про

т. со

бытий ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

токол откл

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

т. замык.

на зем

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Отм

еч. запис

ях осц

илл.

Светоди

од

Бин

арны

й вход

Функцио

наль

ные клав

иши

Бин

арны

й вы

ход

Контро

ль дребе

зга

Тип

Инф

ормац

ионн

ый но

мер

Един

ица да

нных

(ASD

U)

Общ

ий запро

с



Группа C (Group C) Измен. группы уставок

IntSP ON OFF

* LED BO 176 25 1 GI

Группа D (Group D) Измен. группы уставок

IntSP ON OFF

* LED BO 176 26 1 GI

Режим тестир. аппаратн. обеспеч. (HWTestMod)


* LED BO

Блок.: Общее ОТКЛ. (G-TRP Quit) Данные энергосистемы 2

IntSP * * LED BO

Останов. передачи данных (DataS-top)


* LED BO 176 20 1 GI

Режим тестирования (Test mode) Устройство IntSP ON OFF

* LED BO 176 21 1 GI

Порог. величина 1 (ThreshVal1) Порог-переключение

IntSP ON OFF

* LED BI FK BO CB

Разблок. передачи данных через бин. вход (UnlockDT)

Устройство IntSP * * LED BO



Про

т. со

бытий ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

токол откл

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Про

т. замык.

на зем

. ВКЛ

./ОТК

Л.

Отм

еч. запис

ях осц

илл.

Светоди

од

Бин

арны

й вход

Функцио

наль

ные клав

иши

Бин

арны

й вы

ход

Контро

ль дребе

зга

Тип

Инф

ормац

ионн

ый но

мер

Един

ица да

нных

(ASD

U)

Общ

ий запро

с

A.9 Список измеряемых величин



F.No. Описание Функция IEC 60870-5-103 Конфиг. в матрице

Тип

Инф

ормац

ионн

ый но

мер

Соп

остави

мость

Един

ица да

нных

(ASD

U)

Пол

ожение

CFC

Дис

плей

упр

авле

ния

Дис

пдей

по ум

олчани

ю

00644 Частота (Freq=) Измерения CFC CD DD

00645 S (аппаратная мощность) (S =) Измерения CFC CD DD

00721 Опер. измер. ток IL1 стороны 1 (IL1S1=) Измерения 134 139 priv 9 1 CFC CD DD






00801 Увелич. темп. при сигнализ. и откл. (Θ /Θtrip =) Термич. измерен. CFC CD DD

00802 Увелич. температуры фазы L1 (Θ /ΘtripL1=) Термич. измерен. CFC CD DD



01060 Температура точки кипения ноги 1 (Θ leg 1=) Термич. измерен. CFC CD DD



01063 Скорость старения (Ag.Rate=) Термич. измерен. CFC CD DD

01066 Отнош. реверс. нагр. к уровню сигн. (ResWARN=)

Термич. измерен. CFC CD DD

01067 Отнош. реверс. нагр. к уровню авар. сигн. (ResALARM=)

Термич. измерен. CFC CD DD

01068 Температура для RTD 1 (Θ RTD 1 =) Термич. измерен. 134 146 priv 9 1 CFC CD DD









01077 Температура для RTD10 (Θ RTD10 =) Термич. измерен. 134 146 priv 9 10 CFC CD DD





07740 Фазн. угол в фазе IL1 стороны 1 (ϕIL1S1=) Измерения CFC CD DD


07742 IдиффL1(I/Iном. объекта [%]) (IDiffL1=) Дифф. и торм. измерен. CFC CD DD



07745 IтормL1(I/Iном. объекта [%]) (IRestL1=) Дифф. и торм. измерен. CFC CD DD







30633 Фазн. угол тока I1 (ϕI1=) Измерения CFC CD DD







30640 3I0 (НП) стороны 1 (3I0S1=) Измерения CFC CD DD

30641 I1 (ПП) стороны 1 (I1S1=) Измерения CFC CD DD

30642 I2 (ОП) стороны 1 (I2S1=) Измерения CFC CD DD

30643 3I0 (НП) стороны 2 (3I0S2=) Измерения CFC CD DD

30644 I1 (ПП) стороны 2 (I1S2=) Измерения CFC CD DD

30645 I2 (ОП) стороны 2 (I2S2=) Измерения CFC CD DD

30646 Опер. измер. ток I1 (I1=) Измерения CFC CD DD









Тип

Инф

ормац

ионн

ый но

мер

Соп

остави

мость

Един

ица да

нных

(ASD

U)

Пол

ожение

CFC

Дис

плей

упр

авле

ния

Дис

пдей

по ум

олчани

ю



30654 Iдифф REF (I/Iном. объекта [%]) (IdiffREF=) Дифф. и торм. измерен. CFC CD DD

30655 Iторм REF (I/Iном. объекта [%]) (IrestREF=) Дифф. и торм. измерен. CFC CD DD

30656 Опер. измер. напряж. Uизм. (Umeas.=) Измерения CFC CD DD

Часы работы больше чем (OpHour>) CFC CD DD


Тип

Инф

ормац

ионн

ый но

мер

Соп

остави

мость

Един

ица да

нных

(ASD

U)

Пол

ожение

CFC

Дис

плей

упр

авле

ния

Дис

пдей

по ум

олчани

ю


Указатель

AAccessories 288Acknowledgement of commands 194Additional support iiAgeing rate 136Alternating voltage 249Ambient temperatures 256Applicability of manual iApplications 5Auto-transformers 15, 46Auxiliary contacts of the CB 108, 153, 163, 203, 229

Auxiliary voltage supervision 160

BBackup battery 160Battery 160, 281, 289Binary inputs 3, 249Binary outputs 3, 175, 249Block data transmission 223Branch-points 15, 22, 50, 262Breaker failure protection 152, 228, 278Buffer battery 281, 289Busbar protection 50, 52, 81Busbars 15, 22, 23, 50, 52, 262

CCaution (definition) iiCFC 10, 281, 290Changeover of setting groups 202Circuit breaker auxiliary contacts 108, 153, 163, 203, 229

Circuit breaker failure protection 152, 228, 278Circuit breaker status 27, 108Climatic tests 256Cold load pickup 108, 272Command acknowledgement 194Command duration 27Command processing 189

Command sequence 190Command types 189Commissioning 222Communication interfaces 250Configuration 14

Scope of functions 14Conformity iConnection examples 293Construction 257Control and numeric keys 4Copyright iiCubicle mounting 199Current balance supervision 161Current comparison 33Current grading 82Current guard 51, 56Current restraint 34Current transformer data 23, 25, 26, 27, 118Current transformer requirements 248

DDanger (definition) iiDCF77 281Definite time overcurrent protection 73, 97Differential current monitoring 51, 56Differential protection 33, 258

for branch-points 50, 262for busbars 50, 52, 262for generators 48, 261for lines 50, 262for mini-busbars 50, 262for motors 48, 261for reactors 48, 49, 261for series reactors 48for short lines 50, 262for shunt reactors 49for transformers 42restricted earth fault protection 64, 263

Differential protection values 181DIGSI 4 289DIGSI REMOTE 4 289Dimensions 282

Указатель


Direct trip 278Direct voltage 248Disassembling the device 207Disk emulation 78, 100, 124Display of measured values 179Dynamic cold load pickup 108, 272

EEarthing reactor (starpoint former) 15, 44, 45, 49, 64

Electrical tests 253EMC tests 254, 255Emergency starting 132Event log 177External signals 278External trip 278

FFault detection 39, 171Fault detection logic 171Fault messages 177Fault reactions 165Fault recording 183, 281Features 7Feeder current guard 51, 56Flush mounting 198Front elements 4Function control 171

GGeneral diagrams 291General fault detection 171General interrogation 178General pickup 171General protection data 32General tripping 172Generators 15, 22, 48, 261Graphic tools 289Graphical analysis program SIGRA 289Graphical symbols iiiGroup alarms 166

HHardware modifications 205Hardware monitoring 160

Hardware structure 2Harmonic restraint 37High-current trip 37High-impedance differential protection 115High-impedance principle 115High-impedance protection 118Hot-spot calculation 135, 277Humidity 256

IIBS-tool 181Increase of pickup value on startup 38, 108Information list 323Inrush current 37, 79, 101Inrush restraint 37, 79, 101Installation 198

in cubicles 199in panels (flush) 198in racks 199on panels (surface) 200

Insulation tests 253Interface cable 289Interface modules 213, 288Interlocking 191Inverse time overcurrent protection 76, 99IRIG B 281

LLCD 4LED 4Lines 15, 22, 42, 50, 262List of information 323List of measured values 340List of settings 308Lock-out 172

MManual close 79, 101Measured quantities supervision 161Measured values 179, 180, 280Mechanical tests 255Memory modules 160Mini-busbars 15, 22, 50, 262Modem interface 250Monitoring functions 160, 279Motors 15, 22, 48, 261Mounting brackets 289

Указатель


NNo trip no flag 173Nominal current 23, 24, 25, 26, 248Nominal currents, alteration 205, 211Nominal frequency 20Note (definition) ii

OOperating interface 4, 250Operating measured values 180Operating messages 177Operating software DIGSI 289Ordering code 286Ordering information 286Ordering number 286Output relays 175, 249Overload protection 131, 275

PPanel flush mounting 198Panel surface mounting 200Parameter names iiiParameter options iiiPhase sequence 20, 162Phase sequence supervision 162Pickup of the entire device 171Plug-in socket boxes 289Power supply 4, 205, 248Power system data 1 20Power system data 2 32Power transformers 15, 20, 42, 259

auto-transformers 15, 46single-phase transformers 15, 46with isolated windings 15

Preset configurations 305Processing of commands 189Processing of messages 175Protection function control 171Protocol dependent functions 307

QQualified personnel (definition) ii

RRack mounting 199Rated current 23, 24, 25, 26, 248Rated currents, alteration 205, 211Rated frequency 20Reactions to fault 165Reactors 15, 22, 48, 49, 261Reassembling the device 217Reclosure interlocking 172Relative ageing 136Reset time curves

time overcurrent protection (ANSI) 269unbalanced load protection (ANSI) 269user defined 16, 87

Resistance stabilization 116Resistance temperature detector 17Restraint

add-on stabilization 36current stabilization 34differential protection 34harmonic restraint 37inrush restraint 37, 79, 101resistance stabilization 116restricted earth fault protection 67

Restricted earth fault protection 64, 263Reverse interlocking 81RTD 17

SSampling frequency 161SCADA interface 4, 251Scope of functions 7, 14Serial interfaces 4Series reactors 15, 22, 48, 261Service conditions 256Service interface 4, 250Set-points 182Setting consistency 167, 227Setting errors 167Setting groups 30

Changeover 202Setting list 308Shock and vibration 255Short lines 15, 22, 50, 262Short-circuit links 288Shunt reactors 15, 22, 49, 261SIGRA 4 289Single-phase differential protection 52Single-phase time overcurrent protection 113, 273Single-phase transformers 15, 46

Указатель


Software monitoring 161Spare parts 206Spontaneous annunciations 178Spontaneous displays 171, 177Standard interlocking 192Starpoint condition 21, 26, 42, 46, 47, 57Starpoint former (earthing reactor) 15, 44, 45, 49, 64

Startup 38, 108, 132Statistics 173, 178, 281Sudden pressure relays 157Summation CT’s 52Support iiSurface mounting 200Symbol conventions iiiSystem interface 4, 251

TTank leakage protection 117, 121Target audience of manual iTemperature unit 20Temperatures 256Terminal block covering caps 288Termination variants 201Test operation 223Test recordings 243Thermal differential equation 131Thermal overload protection 131, 275Thermal replica 131, 275Thermal set-points 143Thermal time constant 131Thermal values 181Thermobox 17, 143, 250, 277, 288Time overcurrent protection

cold load pickup 108for earth current 97for phase currents 73for residual current 73for starpoint current 97single-phase 113, 273

Time synchronization 4, 253Traction transformers 15, 46Transformer messages 157

Transformers 15, 20, 42, 259auto-transformers 15, 46power transformers 42single-phase transformers 15, 46with isolated windings 15

Transmission blocking 223Transmission of measured values 179Transverse differential protection 48Trip circuit supervision 162, 203Trip command duration 27Trip log 177Tripping characteristic

differential protection 39, 258restricted earth fault protection 69, 263thermal overload protection 276time overcurrent protection (ANSI) 267, 268time overcurrent protection (IEC) 266unbalanced load protection (ANSI) 267unbalanced load protection (IEC) 266

Tripping logic 172Types of commands 189Typographic conventions iii

UUnbalanced load protection 123, 274User defined functions 10, 281User defined reset time curves 16, 87User defined set-points 182User specified curves 86, 105

VVibration and shock 255Voltage measurement 179

WWarning (definition) iiWatchdog 161

Исправления

7UT612 Руководство по эксплуатации C53000–G1176–C148–1

Куда

Siemens AG

Dept. PTD PA D DM

D–13623 Berlin

Germany

Уважаемый читатель,

ошибок при печати избежать невозможно,поэтому, если Вы обнаружите ошибки причтении данного руководства, просим Васвнести их в предлагаемую форму вместе слюбыми комментариями и предложениями.

От

ФИО:

Компания /Фирма:

Адрес:

Телефон: Факс:

Исправления /предложения

Subject to technical alteration

Copying of this document and giving it to others and the useor communication of the contents thereof, are forbidden with-out express authority. Offenders are liable to the payment ofdamages. All rights are reserved in the event of the grant ofa patent or the registration of a utility model or design.

Order-no.: C53000–G1176–C148–1 Available from: LZF Fürth-Bislohe Printed in Germany/Imprimé en Allemagne AG 0202 0.3 FO En

Siemens Aktiengesellschaft

360

Дифференциальная 3 защита 7ut612 4beso.by/protect/support/7ut612_rus.pdf ·...

Documents