전기 보호 시스템, 장치 및 장치에 관한 모든 것

단일 라인 다이어그램을 보는 이 정의의 예를 살펴보겠습니다. 보호 시스템이 있는 그림 6 SP1 SP6으로 :

그림 6 – 전기 설비 단일 라인 다이어그램

선택성 A 지점에서 오류가 발생하는 경우 , 작동해야 하는 유일한 보호 시스템 SP5 입니다. 다른 보호 시스템이 작동하지 않아야 합니다.

선택성을 설정하는 데 사용되는 두 가지 원칙:

• 현재의 차별 .
• 시간 차별 .

LV, MV 및 HV 네트워크의 등급 및 보호 조정

등급 및 보호 조정 연구 수립 네트워크의 구성 및 복잡성을 고려해야 합니다. .

LV 배포 및 사용자 네트워크 일반적으로 방사형 구성이 있습니다. .

MV 배포 네트워크 일반적으로 포인트 구성이 없는 방사형 및 양단 피드의 조합이 있습니다. 및 중요한 복잡성 .

사용자 MV 네트워크 일반적으로 방사형 구성 , 주요 공장에서는 포인트가 없는 양끝 공급 구성 사용됩니다.

네트워크 등급 및 보호 조정 연구의 복잡성으로 인해 HV 전송 네트워크 및 MV 분배 네트워크용 , 전문 엔지니어 필요하고 네트워크 분석을 위한 특정 소프트웨어 도구 사용 ETAP, PSS/E, EPSO 및 PTW와 같은 .

등급 및 보호 조정 연구 MV 사용자 네트워크 일반적으로 더 쉽고 이 섹션의 뒷부분에서 설명할 기본 지침을 따를 수 있습니다.

배전 회사 네트워크의 경계에서 특히 주의해야 합니다. (수유 ) 및 사용자의 네트워크 및 보호 조정 프로토콜은 두 엔티티 간에 설정되어야 합니다. .

LV 네트워크의 경우 , 회로 차단기 및/또는 퓨즈 사용 선택성 "회로 차단기/회로 차단기 ", "퓨즈/퓨즈 " 및 "회로 차단기/퓨즈 "는 "시간-전류 곡선을 비교하여 수행할 수 있습니다. ” 고장 전류의 특정 값에 대해 , "c 원칙을 사용하여 현재의 차별 " 및 "시간 차별 ", 위에서 참조.

현재 차별 과부하 방지에 사용됩니다. 보호가 선택적입니다. 설정 임계값 간의 비율 높음 1.6보다 .

시간 차별 단락 방지에 사용됩니다. , 업스트림 회로 차단기 또는 퓨즈 사용 시간 지연으로 따라서 다운스트림 장치의 트립이 더 빨라집니다; 보호가 선택적입니다. 단락 보호 임계값 간의 비율 그 이상 1.5보다 .

케이블 피더 보호

케이블 피더 보호 – 결함 유형, 원인 및 차등 보호라는 제목의 업데이트된 게시물을 자세히 읽을 수 있습니다.

변압기 결함 및 보호

매우 세부적으로 논의되어야 하는 매우 중요하고 설명적인 주제이므로 여기 전력 변압기 보호 및 오류에서 게시물을 업데이트하고 병합했습니다.

간선 오류 및 보호

더 나은 사용자 탐색을 위해 "가공 라인 오류 및 보호"라는 이름으로 이 게시물을 여기로 옮기고 업데이트했습니다.

모터 투영

더 나은 탐색 및 이해를 위해 블로그 게시물을 새 링크로 이동했습니다. 모터 보호, 일반적인 유형의 모터 오류 및 HV 및 LV 모터 보호에 사용되는 장치에서 확인할 수 있습니다. 해당 게시물에서.

발전기 투영

우리는 이미 발전기 보호, 발전기 결함의 일반적인 유형 및 발전기 보호에 사용되는 장치에 대해 논의했습니다. 이전 게시물에서.

기타 보호

전압 및 주파수 보호

부하 변동 및 스위칭 및 발전소 고장 전압 및 주파수 변동이 발생할 수 있습니다. 허용된 장비 및 네트워크 작동 제한을 초과할 수 있는 네트워크의 .

이 상황은 장비의 손상과 네트워크의 부분적 또는 전체적 정전으로 이어질 수 있습니다.

이 상황을 피하거나 최소화하려면 과전압 (각각 코드 27 및 59 ) 및 빈도 (각각 81U 및 81O 코드 ) 보호 사용됩니다.

버스 바 보호

HV 변전소에서 버스 바 보호 계전기를 설치하는 것이 일반적입니다. , 가장 많이 사용되는 차동 보호 (870억 ).

이 릴레이 모든 CT에 연결됩니다. 들어오고 나가는 전류의 합을 평가하기 위한 변전소 , 그림 25와 같이.

그림 25 - 버스 바 차동 보호 다이어그램

이 보호의 작동 원리는 Kirchhof 법을 기반으로 합니다. – 현행법 .

버스 보호 CT 차단기의 피더 쪽에 있어야 합니다. . 버스 보호 CT 차단기의 버스 쪽에 있습니다. , 보호 사각지대가 존재 .

높은 임피던스 사용 차동 보호 릴레이 시스템은 포화 상태에 더 잘 견디도록 설계할 수 있습니다. CT .

비선형 저항기 릴레이 터미널을 통해 연결됩니다. 차동 릴레이의 전압 제한 안전한 가치로 오류 상태 동안 .

고임피던스 릴레이 광범위하게 사용됨 고전압 버스를 위한 최신 차동 보호 .

장점 버스 차동 보호에서 고임피던스 릴레이 사용 안정성을 유지하도록 설계할 수 있다는 점입니다. (작동하지 않음 ) 외부 결함 , CT 중 하나라도 포화 .

외부 오류의 경우 , 최악의 경우 한 CT는 완전히 포화되고 다른 CT는 포화되지 않음 . 결과 차동 전류 차동 릴레이에서 최대 전압이 발생합니다. . 릴레이 설정 (볼트 단위 )이 선택되고 충분한 여백이 있어야 합니다. , 이 외부 오류 조건에 대해 차동 보호가 작동하지 않도록 .

CT 2차 권선 및 케이블링의 저항 알려져 있어야 합니다 , 사용됨 릴레이 설정 계산에서 .

내부 결함의 경우 차동 릴레이의 높은 임피던스는 결과적인 차동 전류의 대부분을 강제합니다. CT 자극 임피던스를 통해 . The resulting voltage developed across the relay is essentially the open-circuit voltage of the CT , and will be well above the voltage setting of the relay . A non-linear resistor or varistor is connected across the relay terminals to limit the voltage to a safe value during fault conditions.

When a bus fault is detected , all of the circuit breakers on that bus are tripped . Bus faults are almost always permanent , rather than transient faults .

There must therefore be no auto-reclosing of breakers after a bus fault . Bus protections will often cancel the auto-reclose on any breaker which may have been initiated by another protection .

Many substations use bus bar arrangements such as double bus bar , as shown in the Figure 26, where feeders can be switched from one bus to another by means of isolating switches .

Figure 26 – Double bus bar arrangement

This complicates the bus protection somewhat, because the CT secondary circuits must be switched , by means of the isolator auxiliary switches , to correspond with the appropriate bus.

It is usual to have one zone of protection for each section of the bus . These are known as discriminating zones .

There is also another zone of differential protection for the entire substation , which is known as the check zone .

For tripping of a bus to take place with this arrangement it is necessary for both a discriminating zone relay and the check zone relay to operate .

Breaker Failure Protection

In HV substations is common the use of breaker failure protection (50BF ), if a breaker fails to be triggered by a tripping order , as detected by the non-extinction of the fault current , this back-up protection sends a tripping command to the upstream or adjacent breakers .

The breaker failure protection function is activated by a 0/1 binary signal received from the overcurrent protection functions (50/51, 50N/51N, 46, 67N, 67 ). It checks for the disappearance of current during the time interval specified by the time delay T .

It may also be taken into account the position of the circuit breaker , read on the logic inputs to determine the actual opening of the breaker . Wiring a volt-free closed circuit breaker position contact on the breaker closed equation editor input can ensure that the protection is effective in the following situations:

• When 50BF is activated by protection function 50N/51N (set point I_s0 <0.2 I_n ), detection of the 50BF current set point can possibly be not operational .
• When trip circuit supervision (TCS ) is used, the closed circuit breaker contact is short-circuited .

Automatic activation of this protection function requires the use of the program logic circuit breaker control function . A specific input may also be used to activate the protection from the equation editor . That option is useful for adding special cases of activation (e.g. tripping by an external protection unit ).

The time-delayed output of the protection unit should be assigned to a logic output via the control matrix.

The starting and stopping of the time delay T counte r are conditioned by the presence of a current above the set point (I> I_s ).

Weak End Infeed

Weak end infeed protection is a complement to the distance protection that is used if the value of fault current in the overhead line is lower than the set-point regulation of the distance protection .

Capacitor Banks Protection

When it comes to Power factor, Each phase of a capacitor bank is formed by groups of capacitors in series association for power factor improvement . The 3 phases are then connected in star , being the neutral point isolated or grounded , according to the operation of the network , as shown in Figure 27.

Figure 27 – Diagram of a capacitor bank

Common capacitor banks faults are:

• Capacitors short-circuit or fault in the connection cables.
• Short-circuit between the units and the metallic structure of racks or switchboards (phase-to-earth fault).
• Overloads caused by network harmonics.
• Dielectric breakdown due to network overvoltages or lightning.

When a group of capacitors fail and the neutral is grounded the bank will be imbalanced and a current will circulate in the neutral .

Each capacitor or group of capacitors is usually protected by fuses , which are already installed by the manufacturer.

Fuses must have an I ² t characteristic that will not cause the fuse to blow with the inrush current resulting from the connection of the capacitor bank .

Common protection devices of capacitor banks are:

• Instantaneous phase overcurrent (50 )
• Instantaneous earth overcurrent (50N/50G )
• Time delay phase overcurrent (51 )
• Time delay earth overcurrent (51N/51G )
• Over voltage protection (49 )

^[1] HV :High Voltage (V ≥ 60 kV ); MV :Medium Voltage (1 kV ); LV :Low Voltage (V ≤ 1 kV ).