аппараты защиты и управления

    В данную подборку включены нормативные документы, относящиеся к устройствам, выполняющим функции защиты электрических сетей от перегрузок, коротких замыканий и других нарушений параметров сетей. Прежде всего, это автоматические выключатели, устройства защитного отключения (УЗО), реагирующие на дифференциальный ток, предохранители. Также сюда включены устройства управления, которые осуществляют коммутацию электрических сетей.

    Часто одно устройство может включать в себя функции аппарата защиты и управления. Прежде всего, это относится к автоматическим выключателям.

    Знание нормативной базы по аппаратам защиты и управления позволит избежать многих ошибок при работе с ними, и в первую очередь при выборе требуемого устройства для конкретной электроустановки.

    В настоящее время автоматические выключатели, в том числе и УЗО, в зависимости от их назначения, изготавливаются по различным стандартам. Перед тем, как использовать ГОСТ применительно к конкретному автоматическому выключателю или другому аппарату, необходимо убедиться, что он изготовлен именно в соответствие с этим стандартом.

Подборки ГОСТ по различным направлениям электроустановок 

ГОСТ 9098-78 Выключатели автоматические низковольтные. Общие технические условия

ГОСТ 12434-83 Аппараты коммутационные низковольтные. Общие технические условия

ГОСТ Р 50345-2010 Аппаратура малогабаритная электрическая. Автоматические выключатели для защиты от сверхтоков бытового и аналогичного назначения. Часть 1. Автоматические выключатели для переменного тока

ГОСТ Р МЭК 60898.2-2006 Выключатели автоматические для защиты от сверхтоков электроустановок бытового и аналогичного назначения. Часть 2. Выключатели автоматические для переменного и постоянного тока

ГОСТ Р 50030.1-2007 Аппаратура распределения и управления низковольтная. Часть 1. Общие требования

ГОСТ Р 50030.2-2010 Аппаратура распределения и управления низковольтная. Часть 2. Автоматические выключатели

ГОСТ Р 50030.6.1-2010 Аппаратура распределения и управления низковольтная. Часть 6. Аппаратура многофункциональная. Раздел 1. Аппаратура коммутационная переключения

ГОСТ Р 50807-95 Устройства защитные, управляемые дифференциальным (остаточным) током. Общие требования и методы испытаний

ГОСТ Р МЭК 60755-2012 Общие требования к защитным устройствам, управляемым дифференциальным (остаточным) током

ГОСТ Р 51326.1-99 Выключатели автоматические, управляемые дифференциальным током, бытового и аналогичного назначения без встроенной защиты от сверхтоков. Часть 1. Общие требования и методы испытаний

ГОСТ Р 51327.1-2010 Выключатели автоматические, управляемые дифференциальным током, бытового и аналогичного назначения со встроенной защитой от сверхтоков. Часть 1. Общие требования и методы испытаний

ГОСТ Р 51628-2000 Щитки распределительные для жилых зданий. Общие технические условия

ГОСТ Р 51732-2001 Устройства вводно-распределительные для жилых и общественных зданий. Общие технические условия

Комплекс стандартов ГОСТ Р 51321

ГОСТ Р 51321.1-2007 Устройства комплектные низковольтные распределения и управления. Часть 1. Устройства, испытанные полностью или частично. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ Р 51321.2-2009 Устройства комплектные низковольтные распределения и управления. Часть 2. Дополнительные требования к шинопроводам

ГОСТ Р 51321.3-2009 Устройства комплектные низковольтные распределения и управления. Часть 3. Дополнительные требования к устройствам распределения и управления, предназначенным для эксплуатации в местах, доступных неквалифицированному персоналу, и методы испытаний

ГОСТ Р 51321.4-2011 Устройства комплектные низковольтные распределения и управления. Часть 4. Дополнительные требования к устройствам комплектным для строительных площадок (НКУ СП)

ГОСТ Р 51321.5-2011 Устройства комплектные низковольтные распределения и управления. Часть 5. Дополнительные требования к низковольтным комплектным устройствам, предназначенным для наружной установки в общедоступных местах (распределительным шкафам и щитам)

К ОГЛАВЛЕНИЮ (Все статьи сайта)                                                                                         26. 04.2014

Нормативы по автоматическим выключателям, УЗО, предохранителям, устройствам коммутации

Аппараты и устройства управления, защиты и автоматики

Важность защиты и управления (P&C) и IED

Защита и управление (P&C) Engineering

Protection & Controls (P&C) Engineering — это подразделение электроэнергетики, которое занимается защитой систем электроснабжения для энергетики генерации, передачи и распределения. Проектирование и проектирование P&C — это искусство защиты энергосистемы от аномальных условий энергосистемы с одновременным инициированием определенных корректирующих действий. P&C включает в себя защиту крупного и дорогого энергетического оборудования, такого как:

• Генераторы
• Трансформаторы
• Линии передачи (TL)
• Силовые автоматические выключатели
• Электрическая шина и проводники и т. д.

Ниже на рисунке 1 показано изображение небольшой электроподстанции, взятое из Википедии. На ней показано различное электроэнергетическое оборудование – диспетчерская, выключатели, трансформатор, выключатели, электрическая шина и т. д.

0002 Электромеханические реле

P&C использует защитные устройства, такие как защитные реле, для защиты силового оборудования от электрических неисправностей или ударов молнии. С начала 1900-х годов эти защитные устройства были известны как электромеханические реле и приводились в действие главным образом механическими движущимися частями. Электромеханические реле представляют собой переключатели с электрическим приводом, которые используют электромагниты для механического управления путем размыкания или замыкания переключателей; эти реле были почти идеальными устройствами для защиты прежней энергосистемы. Электромеханические реле могли обнаруживать аномалии в потоке мощности, такие как повышенное и пониженное напряжение, перегрузка по току, повышенная и пониженная частота и обратный поток мощности.

Интеллектуальные электронные устройства (IED), интеллектуальные микропроцессорные реле

С цифровым преобразованием и созданием цифровой электроники, включая микропроцессоры, уже в 1990-х годах электромеханические реле были заменены микропроцессорными реле, которые могли выполнять больше функций за более высокую скорость. скорости. Эти новые интеллектуальные электронные устройства (IED), оснащенные микропроцессорами, могли преобразовывать аналоговые напряжения и токи в цифровые значения, а также эмулировать все дискретные функции нескольких электромеханических реле в одном устройстве, что в конечном счете оптимизировало защиту конструкции, требования к пространству и текущее обслуживание. . Сегодня микропроцессорные реле или IED превратились в более интеллектуальные и интеллектуальные устройства, способные выполнять внутренние тесты и определять, правильно ли они работают или неисправны. IED могут обнаруживать различные неисправности из множества различных схем защиты, создавая формы сигналов потока мощности, выполняя функции измерения и обмениваясь данными с диспетчерским управлением и сбором данных (SCADA). Эти микропроцессорные реле также могут поддерживать множество настроек защиты, помогая инженеру по релейной защите, а также позволяя переводить реле в режим обслуживания на подстанция обслуживающий персонал. IED выполняют несколько функций, которые просто невозможно дублировать с помощью электромеханических реле.

Сегодня большинство энергетических компаний заменили все свои электромеханические реле на IED или интеллектуальные микропроцессорные реле. Современные интеллектуальные электронные устройства намного надежнее устаревших электромеханических реле, и они лучше справляются с обеспечением стабильности энергосистемы, намного быстрее очищая и изолируя неисправные компоненты, а также предоставляя информацию о энергосистеме в режиме реального времени.

Ниже на рис. 2 показано сравнение электромеханических реле GE с одним устройством SEL IED.

Рис. 2. Сравнение электромеханических реле GE и одного устройства SEL IED

Важность конструкции схем и компонентов

Аналогично электромеханическим калибровочные реле, устройства IED обнаруживают электрические неисправности трансформаторов тока и трансформаторов напряжения или напряжения при включении питания. размыкание или отключение автоматических выключателей для устранения и локализации неисправностей в генераторах, линиях электропередачи, трансформаторах и электрических шинах, включая неисправные силовые автоматические выключатели. Это искусство проектирования и координации устранения электрических неисправностей чрезвычайно важно для защиты дорогостоящего оборудования, поскольку постоянные неисправности могут привести к необратимому повреждению энергосистем. Например, сегодня замена вышедшего из строя высоковольтного трансформатора может стоить более 500 000 долларов или более 1 миллиона долларов, включая затраты на проектирование и строительство. Это может стоить больше, если не вдвое, по мере роста крупных электрических пожаров, что приводит к большему повреждению другого энергетического оборудования.

Кроме того, получение нового трансформатора от производителя может занять до 6 месяцев или более, если в наличии нет запасных частей. Плохие проекты P&C , которые не координируют и не обнаруживают должным образом условия электрических неисправностей, могут вывести из строя энергосистемы коммунальных предприятий. По этой причине крайне важно иметь безупречный дизайн P&C.

Ниже на рисунке 3 показаны два больших высоковольтных трансформатора, взятые из Википедии.

Рисунок 3, Википедия – Трансформаторы высокого напряжения

Энергосистемы должны проектироваться с учетом четырех основных целей, касающихся функций P&C. Они показаны ниже:

1. Надежность – Силовое оборудование всегда должно работать так, как задумано.
2. Доступность – Силовое оборудование должно работать в нештатных условиях или по требованию.
3. Ремонтопригодность – Силовое оборудование должно быть ремонтопригодным в течение очень короткого промежутка времени.
4. Безопасность — Силовое оборудование должно быть защищено от любых физических или кибернетических взломов и вторжений.

Когда происходят сбои в энергосистеме, обычно происходят перебои в подаче электроэнергии и сбои в работе опытных пользователей или клиентов. Это может привести к прекращению подачи электроэнергии одному потребителю, нескольким потребителям или всему городу. Если весь город остается без электричества в течение пяти-десяти минут и более, каковы экономические последствия потери производительности? Это огромный! Проектирование и координация P&C важны не только для поставщика электроэнергии, но также важны для клиентов, поскольку они позволяют как можно быстрее восстанавливать электроэнергию клиентов. Некоторые химические производственные предприятия пострадали от 15-минутного отключения электроэнергии, что может привести к потере около 1 миллиона долларов США для перезапуска заводского оборудования, процессов и химических смесей. Надежная мощность является необходимостью для этих объектов.

На рис. 4 ниже показано крупное производственное предприятие, которое в значительной степени зависит от надежного электроснабжения. Рис. 4. Производственное предприятие автоматизация для повышения производительности и эффективности. В результате сокращается обслуживающий персонал за счет использования менее мощных техников и операторов из-за того, что в большей степени используется микропроцессорное оборудование защиты и управления. IED продолжают помогать операторам и техническим специалистам электросетей использовать больше данных в режиме реального времени, чтобы лучше эксплуатировать, контролировать, управлять, контролировать и тестировать свою энергосистему. В конечном итоге интеллектуальные электронные устройства объединяются в более интеллектуальную и автоматизированную сеть, управляемую в основном компьютеризированными системами, выполняющими функции P&C. Более новые конструкции P&C с помощью IED обеспечивают несколько преимуществ и важных функций, как показано ниже:

• Улучшенные функции контроля и управления
• Более быстрое обнаружение и локализация неисправностей
• Ускоренная защита и восстановление системы (изолирование и повторное включение)
• Подстанция Автоматика (SA)
• Несколько схем восстановления
• Функция самовосстановления сети, интеллектуальная сеть (SG)
• Автоматизированное тестирование без необходимости присутствия удаленного тестирующего персонала (повторное включение, POTT, DCB, схемы отключения, SCADA и т. д.)
• Снижение частоты и сброс нагрузки (UFLS)
• Снижение напряжения и сброс нагрузки (UVLS)
• Векторные единицы измерения (PMU)
• Выставление счетов по времени суток (TOD)
• Энергоэффективность
• Микросеть/остров
• и другие

Поскольку интеллектуальные электронные устройства приносят большие преимущества, риски безопасности также вызывают серьезную озабоченность. Поскольку киберугрозы для энергетических компаний по-прежнему вызывают все большую обеспокоенность, защита кибербезопасности для устройств P&C должна эволюционировать в более надежную и безопасную конструкцию. Проектирование систем P&C с обеспечением безопасности на начальном этапе важнее, чем попытки повысить безопасность существующей системы P&C. Предотвращение доступа нежелательных лиц или хакеров к системам защиты электропитания и интеллектуальным электронным устройствам должно быть главным приоритетом для коммунальных предприятий, чтобы поддерживать надежность и отказоустойчивость их энергосистемы.

В 3 Phase Associates мы с нетерпением ждем возможности помочь вам модернизировать существующие системы передачи и распределения электроэнергии до более совершенных и надежных систем защиты. Мы можем помочь вам преобразовать вашу электросеть и системы управления в более безопасную и интеллектуальную сеть, что касается физической/кибербезопасности, P&C, IED, SCADA, телекоммуникаций и т. д.

Попробуйте наши базовые электрические калькуляторы.

Давайте придумаем что-нибудь вместе!

https://3phaseassociates.com

423-641-0350

Воздействие цифрового мира на систему защиты и управления – Часть 1 из 2

Введение
Прошли времена простых электромеханических реле без прошивки и коммуникационных интерфейсов. Фактом является то, что системы защиты и управления значительно изменились за последнее десятилетие и будут продолжать меняться с развитием технологий. Цифровой мир повлиял на систему защиты благодаря внедрению микропроцессорных реле в 1980-х до реле защиты с интерфейсами связи в 1990-х. Современные передовые цифровые реле защиты используют высокоскоростную связь для замены медных проводов для управления между ячейками, защитной блокировки и даже отключения и включения выключателя. Современная сенсорная технология также позволяет осуществлять оцифровку и аналоговый сбор данных на распределительном устройстве, заменяя опасные индуктивные цепи ТТ и ТП связью по технологической шине.

Цифровой мир принес много преимуществ, но также создает проблемы. В данной статье основное внимание будет уделено влиянию системы защиты и управления в результате внедрения микропроцессорных реле в 19 веке.90-е. В нем будут обсуждаться ключевые проблемы, с которыми инженер по защите и управлению сталкивался в прошлом и с которыми придется столкнуться при развертывании усовершенствованного реле защиты. Основными обсуждаемыми областями будут производительность и преимущества, включая функцию оцифровки и передачи нетрадиционных измерительных трансформаторов, угрозы безопасности и передовой опыт для системы защиты, управление парком в эпоху правил NERC PRC / CIP и рассмотрение производительности для достижения высокой доступности защиты. и система управления. Также в документе будут рассмотрены некоторые вопросы защиты, такие как; поскольку в системах волоконно-оптических датчиков тока нет железа и нет насыщения ТТ, дифференциальному реле не нужно иметь несколько наклонов для учета характеристик ТТ, достаточно минимального срабатывания, что увеличивает чувствительность в несколько раз.

Образовательные преимущества понимания этих воздействий имеют первостепенное значение при внедрении и использовании современных систем мониторинга и контроля. Понимание требований к повышению производительности систем защиты и управления автоматикой подстанции является целью создания информированного лица, принимающего решения, охватывающего эти достижения в новых технологиях, которые с точки зрения надежности могут значительно улучшить общую производительность энергосистемы.

1. Фон
После внедрения микропроцессорных реле в 1980-х годах переход к реле защиты с коммуникационными интерфейсами в 1990-х относительно мало повлиял на системы защиты как таковые, но позволил интегрировать устройства защиты в системы защиты и управления автоматики подстанции.

Хотя внедрение стандарта IEC 61850 открыло возможности для улучшенной интеграции реле защиты и управления различных производителей в системы автоматизации, оно практически не повлияло на сами функции защиты. Только теперь, расширив применение того же стандарта до уровня процесса для обмена данными между первичной системой и интеллектуальными электронными устройствами защиты и управления, он начинает играть критически важную роль в защите энергосистемы. Ключевые технологии решения «Цифровая подстанция» (реле, усовершенствованная автоматизация подстанции и современные измерительные трансформаторы) являются преимуществами, в которых IEC 61850/Ethernet позиционируется как средство реализации технологий, а не препятствие.

2. Стандарт – IEC 61850
Первые многофункциональные микропроцессорные реле были разработаны в начале 1980-х годов. Один из них был основан на магистерской диссертации Университета штата Вашингтон, написанной Рави Айером. Он присоединился к Brown Boveri Corporation под руководством Стэнли Зохолла, чтобы спроектировать блок защиты распределительной сети, ставший первым многофункциональным микропроцессорным реле в 1984 году. Это реле обеспечивало трехфазную мгновенную защиту и защиту от перегрузки по току с выдержкой времени, многократное повторное включение выключателя и интегрированный пофазный учет. в одном устройстве, которое было немного больше, чем два однофазных электромеханических реле максимального тока. Инновация современной цифровой системы уходит своими корнями в эту эпоху пионерами отрасли, понимающими взаимосвязь электромеханических отношений, чтобы привлечь революционного ученого-компьютерщика, заменяющего индукционные диски и пружинные константы сбором данных, цифровым преобразованием и четырехточечными алгоритмами. Эти ранние устройства были основаны на 8-битных микропроцессорах и программировались на высокооптимизированном исходном коде ассемблера, поскольку алгоритмы должны были быть чрезвычайно эффективными, а размер программной памяти в 64 килобайта был роскошью.

Микропроцессорное реле — это первое предприятие нашей отрасли в цифровом мире, оно произвело революцию в наших системах защиты и управления. Ключевым преимуществом микропроцессорного реле является значительное сокращение площади панели, необходимой для создания той же системы защиты. На рис. 1 показана система защиты линии для схемы 1½ выключателя.

Рис. 1. Вторичные системы подстанций с тем же приложением
с электромеханическими реле по сравнению с современной цифровой системой
(нажмите, чтобы увеличить)

В примере Рисунок 1 функция защиты, обозначенная релейными элементами ANSI, традиционно реализовывалась с использованием дискретных реле, требующих нескольких релейных панелей для защиты этой схемы. Использование современных многообъектных (защита более чем одного первичного оборудования) реле и открытых стандартов для связи между устройствами позволяет функциональную консолидацию, устранение управления и блокировки медных проводных соединений, что значительно повышает производительность системы, одновременно повышая надежность и безопасность персонала. .

Самым значительным изменением, как хорошим, так и плохим, было введение программных систем для защиты этих систем. Ранняя реализация имела ограниченный исходный код программного обеспечения, поскольку мощность микропроцессора и объем памяти ограничивали объем допустимой функциональности. По мере того, как многофункциональное реле совершенствовалось и начинало обмениваться данными с RTU и шлюзами, сложность системы программного обеспечения устройства также возрастала. Хорошо то, что производительность системы защиты увеличилась в десять раз, а плохо то, что появилась недокументированная функция, также известная как программные ошибки. Управление версиями встроенного ПО теперь является важнейшим элементом управления парком коммунальных услуг, чтобы гарантировать, что установленные защитные устройства не приведут к нежелательной производительности системы. Североамериканская корпорация надежности (NERC) разработала для Американской системы энергоснабжения ряд стандартов надежности и защиты критической инфраструктуры, обеспечивающих общую надежность, стабильность и безопасность сети.

Система защиты и управления редко может быть задействована до тех пор, пока ненормальное состояние не станет угрожать работе оборудования. Именно в этом случае система должна работать для защиты коммунальных активов. Основным преимуществом современных устройств защиты является усовершенствованная самодиагностика и самоконтроль, обеспечивающие максимальную доступность системы. Выяснилось, что электромеханические и полупроводниковые реле выходят из строя только при возникновении неисправности, приводящей к неправильной работе, или во время плановых испытаний. Современное защитное устройство имеет расширенную диагностику для обеспечения работоспособности или индикации нерешенных проблем.

Сегодня цифровой мир продолжает меняться по мере того, как современные первичные устройства включают в себя цифровые технологии, а преимущества нетрадиционных измерительных трансформаторов еще больше повышают производительность системы и безопасность персонала. Эти средства реализации на уровне основных системных процессов продолжат революционизировать следующее поколение систем защиты, управления и автоматизации.

3. Цифровые системы
В цифровой системе выборочные аналоговые значения передаются в соответствии со стандартом IEC 61850 9.2 от объединяющих блоков или нетрадиционных измерительных трансформаторов (NCIT) к IED защиты и управления, а команды отключения отправляются в виде сообщений IEC 61850 GOOSE на интерфейсы автоматического выключателя. Таким образом, система связи становится критическим звеном в цепочке устранения неисправностей, влияя на общее время устранения неисправностей системы защиты.

4. От медного провода к технологической шине
Подход к установке коммуникационной сети технологической шины, которая соединяет оборудование уровня присоединения, такое как IED защиты и управления или измерительные устройства, с устройствами объединения и прерывателями IED, расположенными на уровне процесса, мотивируется различными аспектами:

4.1. Повышенная безопасность
Каждый медный провод на подстанции представляет потенциальную опасность, независимо от того, идет ли он от цепи ТТ или ТН или от провода управления 125 В постоянного тока. Вторичная цепь трансформатора тока с высокой индуктивностью представляет наибольшую угрозу безопасности. Опасность возникает, когда по незнанию отключается провод трансформатора тока под напряжением. Согласно теории индуктивных цепей ток, протекающий через индуктивную цепь, не может быть мгновенно изменен с 5 ампер до нуля. Быстрая благодарность Википедии; математика 9Формула 0154 v(t) = L неявно утверждает, что на катушке индуктивности индуцируется напряжение, равное произведению индуктивности катушки индуктивности и скорости изменения тока через катушку индуктивности. Поскольку индуктивность не изменяется во время разомкнутой цепи, скорость изменения тока от 5 до 0 ампер мгновенно приводит к тому, что результирующая производная (di/dt) стремится к бесконечности. Таким образом, в напряжении произведения формулы преобладает производная, стремящаяся к бесконечности, и возникает очень большое напряжение на разомкнутых проводах. Что касается применения на подстанции, разомкнутая вторичная обмотка трансформатора тока эквивалентна обнулению индуктивного тока, и, в зависимости от нагрузки вторичной обмотки, возникнет искрение, поскольку эти опасно высокие напряжения создают опасность серьезной травмы или даже смертельного исхода для полевого персонала и оборудования, а также подстанции, подверженной риску электрического пожара. Минимизация меди приводит к значительному повышению безопасности.

4.2. Меньше материала
Использование оптоволокна вместо медных кабелей не только сокращает количество медных кабелей на подстанции примерно на 80 процентов, в зависимости от уровня напряжения, типа и схемы распределительного устройства. Это также означает меньшую транспортировку материалов на площадку.

Если обычные измерительные трансформаторы заменяются нетрадиционными, можно дополнительно снизить вес. Оптический ТТ для установки АИС на 400 кВ весит около 20 % своего обычного аналога (заполненного элегазом).

4.3. Более короткое время установки и более короткое время простоя для модернизации вторичной системы
Меньше кабелей, которые нужно тянуть, меньше оборудования, которое нужно подключать, и меньше соединений, которые нужно тестировать. Это приводит, с одной стороны, к сокращению времени установки новых вторичных систем, а с другой стороны, также помогает сократить время простоя при замене вторичных систем. Время простоя в последнем случае может быть сокращено за счет более короткого времени, необходимого для установки нового оборудования, а также за счет того, что новое оборудование поставляется с завода полностью протестированным от SCADA через устройства защиты и управления до технологических интерфейсов. Следовательно, тестирование новой системы, требующее простоев, сокращается.

5. Время устранения неисправностей цифровых подстанций
При приближении к использованию NCIT и связи Ethernet для передачи критически важных аналоговых и двоичных данных для функций защиты скорость срабатывания больше не зависит только от защитных IED и отключающих реле. В цифровых системах время устранения неисправности зависит от производительности всех задействованных электронных компонентов, таких как NCIT, устройства объединения, защитные IED и IED-выключатели, а также от конструкции системы связи технологической шины.

Ожидается, что цифровые системы будут соответствовать современным спецификациям и нормам, касающимся времени устранения неисправности, и что они будут работать не хуже современных систем защиты. Типичное значение времени устранения неисправности в нормальных условиях (без отказов в системе защиты или автоматическом выключателе) составляет четыре цикла питания. Для отключения выключателя с гашением дуги принято два цикла, для системы защиты предполагается два цикла. Эти цифры можно найти в международном стандарте, таком как IEC 60834 [3], и в национальных правилах, таких как технический документ NERC по надежности системы защиты [6] или в своде правил сети National Grid UK [5].

Два значения времени на приведенном выше рисунке определены и классифицированы в соответствии с международными стандартами. «Время задержки обработки» NCIT и устройств объединения определяется в IEC 60044-8 [12] как номинальное время задержки, которое не должно превышать 3 мс для приложений защиты. Определение «время переключения» является частью стандарта IEC 61850-5 [9]. Как для выборочных значений, так и для команд отключения, отправляемых через GOOSE, применяется наивысший класс эффективности времени передачи, который должен составлять 3 мс или меньше. Время передачи представляет собой сумму времен, требуемых стеком отправляющего устройства, стеком принимающего устройства и системой связи. Согласно IEC 61850 10 [10] и IEC 61850 90 4 [14], предполагается, что 3 мс разделены на 80 % на время обработки в стеках IED (2,4 мс), а оставшиеся 20 % (0,6 мс) — на коммуникационную сеть.

Таблица 1 Обзор стандартных или типичных временных интервалов в цепочке устранения неисправностей, а также временных интервалов, достижимых с помощью современных устройств и соответствующей конструкции системы связи. Предполагается, что время обработки логики IED, т. е. время, требуемое алгоритмом защиты, равно одному циклу питания 60 Гц в обоих случаях.

Таблица 1: Бюджет времени со стандартным или типичным временем и возможным временем с современными устройствами.

Один важный момент во второй колонке с сегодняшним возможным временем заключается в том, что внешнее отключающее реле опущено, а автоматический выключатель отключается непосредственно от силовых выходов IED выключателя. Но даже при наличии отключающего реле требуемое общее время устранения неисправности, равное 4 циклам питания, как упоминалось выше, может быть значительно снижено.

Рис. 2. Бюджет времени со стандартным или типичным временем и возможным временем с современными устройствами

Более подробную информацию об использованной выше схеме расчета, а также более подробные пояснения и анализ можно найти в [2].

6. Воздействия нетрадиционных измерительных трансформаторов
То, что нетрадиционные измерительные трансформаторы могут обеспечить превосходную точность 0,2 процента или лучше, было продемонстрировано в различных установках, где NCIT были подключены к IEC 61850-9.-2 счетчика сетки с поддержкой технологической шины. Для проверки точности цифровой измерительной цепи они были установлены параллельно обычной измерительной системе. Установка, описанная в [8], показала, что после трех лет эксплуатации разница накопленной энергии, измеренной традиционной и цифровой системой, составила около 0,35%. Это не абсолютная точность, а разница между двумя измерительными системами, которая может составлять до 0,8 процента, поскольку обе системы могут вносить погрешности в 0,2 процента для тока и напряжения.

Еще лучшие результаты представлены в [7], где описываются две установки с NCIT, технологической шиной и сетевыми счетчиками. Здесь наблюдаемые различия для активной энергии между обычными и нетрадиционными системами колеблются от 0,01 до 0,19 процента, что намного ниже допустимой погрешности, учитывая классы точности установленных обычных измерительных трансформаторов и NCIT классов 0,2 и 0,2s соответственно.

6.2. Переходные характеристики
Классы переходных характеристик измерительных трансформаторов играют важную роль при выборе параметров защиты. Характеристики защиты и переходные характеристики определены в IEC 60044 и IEC 61869.. Стандарт измерительных трансформаторов IEC 61869 заменяет старый стандарт IEC 60044. Детали для обычных измерительных трансформаторов уже выпущены, но для нетрадиционных или электронных ТТ и ТН по-прежнему приходится использовать старый стандарт. В обоих случаях они описывают поведение на вторичном интерфейсе измерительных трансформаторов, которые являются клеммными колодками в случае обычных ТТ и ТН и коммуникационным интерфейсом в случае их нетрадиционных вариантов.

Наряду с определениями IEC 61850 92, а также «Руководство по внедрению цифрового интерфейса для измерительных трансформаторов с использованием IEC 61850-9-2» [13], широко известное как IEC 61850 9 2LE, поэтому стандарты измерительных трансформаторов позволяют в достаточной мере описать NCIT и позволяют создавать установки различных поставщиков.

Рисунок 3: Интерфейсы и стандартизация
(щелкните, чтобы увеличить)

До тех пор, пока стандартная часть IEC 61869 не будет готова, необходимо тщательно проверять возможность взаимодействия, помимо связи автономного устройства слияния одного поставщика с реле защиты другого поставщика. Полное тестирование системы с акцентом на динамические характеристики и переходную характеристику аналогового преобразования имеет решающее значение для обеспечения правильной работы системы.

6.3. Оптимизированное размещение точек измерения на подстанции
Благодаря своей компактности размещение нетрадиционных трансформаторов тока и/или напряжения на распределительном устройстве может быть оптимизировано для улучшения перекрытия зон защиты. На рисунке показан пример упрощенного 1½. расположение выключателей с NCIT, установленными с каждой стороны автоматических выключателей. В этой конфигурации зоны защиты шин и защиты линии, а также зоны, защищенные защитой линии, перекрываются. В случае систем с воздушной изоляцией NCIT могут быть встроены во втулки автоматического выключателя или в случае систем с элегазовой изоляцией; они могут располагаться с каждой стороны автоматического выключателя между выключателем и разъединителями.

В случае комбинированных NCIT для тока и напряжения в диаметре доступно большее количество точек измерения напряжения, чем обычно, что обеспечивает большую гибкость при выборе источников напряжения, например, для функций контроля синхронизма и дистанционной защиты.

6.4. Преимущество датчиков без насыщения
Результат использования датчика тока без насыщения может сильно повлиять на настройку и, следовательно, на чувствительность реле. Возьмем, к примеру, дифференциальное реле. Дифференциальное реле использует датчики тока, которые обеспечивают точное воспроизведение первичных токов для анализа. Затем он складывает векторы тока вместе и вычисляет дифференциальный ток. Затем с помощью рабочей кривой, как показано на рисунке 8, определяется, следует ли работать или нет. Если дифференциальный ток падает выше характеристической кривой для заданного тока торможения, реле срабатывает. Если нет, то сдерживает.

Наклоны в красной и зеленой частях предназначены для настройки характеристик обычного трансформатора тока. По мере увеличения тока торможения шансы на то, что два обычных трансформатора тока будут работать одинаково, уменьшаются. Эта разница на выходе между трансформаторами тока компенсируется за счет увеличения наклона характеристики, так что для работы требуется больший дифференциальный ток по мере увеличения тока торможения. Красная секция обычно имеет наклон 40%, а зеленая секция обычно имеет наклон 80%. Хотя эта компенсация необходима для обычных трансформаторов тока, чтобы обеспечить их безопасность во время насыщения трансформатора тока, она снижает чувствительность дифференциальной схемы. При использовании нетрадиционных датчиков тока эти наклоны можно установить близкими к нулю, что повышает чувствительность дифференциальной схемы в условиях сильного тока.

Часть II статьи вместе со всеми ссылками появится в выпуске за ноябрь/декабрь.

Об авторах

Штефан Мейер работает в ABB Switzerland более 15 лет. Занимал несколько должностей, начиная с ввода в эксплуатацию систем автоматизации подстанций, заканчивая технической поддержкой и управлением проектами. Сегодня он является глобальным менеджером по продуктам для шин процессов, где он координирует внедрение шины процессов IEC 61850 в пилотных и коммерческих проектах. Стефан изучал электротехнику в Университете прикладных наук Северо-Западной Швейцарии и имеет степень магистра делового администрирования в Эдинбургской школе бизнеса Университета Хериот-Ватт, Шотландия.