電気保護システム、デバイス、ユニットのすべて

この定義の例を単線図で見てみましょう。 図6の保護システムがあります SP1 SP6へ ：

図6 –電気設備の単線図

選択性 これは、ポイント Aで障害が発生した場合を意味します 、作動する必要がある唯一の保護システム SP5 また、他の保護システムが作動してはならないこと。

選択性を確立するために2つの原則が使用されます：

• 現在の差別 。
• 時間の識別 。

LV、MV、およびHVネットワークでのグレーディングと保護の調整

評価と保護の調整調査を確立する ネットワークの構成と複雑さを考慮に入れる必要があります 。

LV配信とユーザーネットワーク 通常、放射状の構成 。

MV配信ネットワーク 通常、ポイント構成のないラジアルフィードとダブルエンドフィードの両方の組み合わせがあります および重要な複雑さ 。

ユーザーMVネットワーク 通常、ラジアル 構成 、ただし、主要な植物では、ポイントのないダブルエンドフィード 構成 使用されます。

ネットワークのグレーディングと保護調整の調査が複雑であるため HV伝送ネットワークおよびMV配信ネットワークの場合 、専門エンジニア が必要であり、ネットワーク分析用の特定のソフトウェアツールの使用 ETAP、PSS / E、EPSO、PTWなど 。

採点と保護の調整に関する調査 MVユーザーのネットワーク 通常は簡単で、このセクションの後半で説明する基本的な手順に従うことができます。

配電会社ネットワークの境界では特に注意が必要です。 （インフィード ）およびユーザーのネットワーク および保護調整プロトコルを両方のエンティティ間で確立する必要があります 。

LVネットワークの場合 、サーキットブレーカーおよび/またはヒューズを使用 選択性 「サーキットブレーカ/サーキットブレーカ」の 」、「ヒューズ/ヒューズ 」および「サーキットブレーカ/ヒューズ 」は、「時間-電流曲線」を比較することで実行できます。 」障害電流の特定の値 、「 c」の原則を使用 現在の差別 」と「時間差別 」、上記参照。

現在の差別 過負荷からの保護に使用されます 保護は選択的です 設定しきい値間の比率の場合 高い 1.6より 。

時間の識別 短絡からの保護に使用されます 、上流の回路ブレーカーまたはヒューズを使用 時間遅延 そのため、ダウンストリームデバイスのトリッピングが高速になります;保護は選択的です 短絡保護しきい値間の比率の場合 少なくない 1.5より 。

ケーブルフィーダー保護

更新された投稿の詳細については、ケーブルフィーダー保護–障害の種類、原因、および保護の違いのタイトルをご覧ください。

変圧器の障害と保護

これは非常に重要で説明的なトピックであるため、詳細に説明する必要があります。したがって、 Power Transformer Protection＆Faults の投稿を更新し、統合しました。

架空送電線の障害と保護

ユーザーナビゲーションを改善するために、この投稿を「架空送電線の障害と保護」という名前でここに移動して更新しました。

モータープロジェクション

ナビゲーションと理解を深めるために、ブログ投稿を新しいリンクに移動しました。ここでそれを見ることができます@モーター保護、一般的なタイプのモーター障害、およびHVおよびLVモーター保護に使用されるデバイス その投稿で。

ジェネレーターの投影

発電機保護、一般的な種類の発電機障害、および発電機保護に使用されるデバイスについてはすでに説明しました。 前回の投稿で。

その他の保護

電圧と周波数の保護

負荷変動とスイッチングおよび発電所の障害 電圧と周波数の変動を引き起こす可能性があります 機器およびネットワーク操作の許容制限を超えることができるネットワークの 。

この状況は、機器の損傷やネットワークの部分的または完全な停電につながる可能性があります。

この状況を回避または最小化するために低電圧および過電圧 （コード27と59、それぞれ ）および頻度 （コード81Uと81O、それぞれ ）保護 使用するものとします。

バスバー保護

HV変電所 バスバー保護リレーを取り付けるのが一般的です 、最も使用されている差動保護 （ 87B 。

このリレー すべてのCTに接続されています 変電所の流入電流と流出電流の合計を評価する 、図25に示すように。

図25 –バスバーの差動保護図

この保護の動作原理は、キルヒホフ法に基づいています。 –現行法 。

バス保護 CT ブレーカーのフィーダー側に配置する必要があります 。 バス保護CTの場合 ブレーカーのバス側にあります 、次に保護の死角が存在します 。

高インピーダンスを使用する 差動保護のリレー システムは、飽和状態に対してより耐性があるように設計できます。 CT 。

非線形抵抗 リレー端子間に接続されています 差動リレーの両端の電圧を制限する 安全な値に 障害状態中 。

高インピーダンスリレー 広範囲に使用されている 高電圧バス用の最新の差動保護 。

利点 バス差動保護での高インピーダンスリレーの使用 オンスは、安定した状態を維持するように設計できることです。 （動作しません ）外部障害の場合 、 CTのいずれかが 飽和 。

外部障害の場合 、最悪の場合 一方のCTが完全に飽和し、もう一方のCTが飽和していない 。 結果として生じる差動電流 最大電圧が差動リレーの両端に発生します 。 リレー設定 （ボルト ）が選択され、十分なマージンがあります 、この外部障害状態に対して差動保護が機能しないようにするため 。

CTの2次巻線とケーブルの抵抗 知られている必要があります 、およびが使用されます リレー設定の計算 。

内部障害の場合 差動リレーの高インピーダンスは、結果として生じる差動電流の多くを強制します CT励起インピーダンスを介して 。 結果として生じる電圧はリレーの両端に発生します 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 。