РЗА-2010

Подождите немного. Документ загружается.

Релейная защита и автоматика энергосистем

150

С одной стороны, такая политика вовсе неплоха. По крайней мере, решения будут точно отработа-

ны и совместимы. Ну а если на энергообъекте уже имеются устройства РЗА? Или, например, как быть с

системой ТМ, которую необходимо «обновить», интегрировав новые защиты? Или если у Заказчиков

есть предподчения по данному региону, связанные с удобством эксплуатации однотипных устройств?

Это вполне реальные вопросы, которые возникают периодически, в том числе и потому, что програм-

ма по реконструкции энергообъектов гораздо шире, чем по новому строительству. И это обуславливает

в некоторых случаях невозможность реализации единого информационного пространства. Кроме

того, решения по интеграции со «случайными» устройствами РЗА часто приводят к упрощению и

«автономизации» функций. Например, в АСУ ТП не передается информация о действующих уставках

и осциллограммы аварийных процессов. В этом случае релейщикам предлагается дополнительно ис-

пользовать специализированные «фирменные» программы для настройки терминалов РЗА.

Принципиально иной путь интеграции предлагает компания ООО «Энергопромавтоматизация».

Этот путь характеризуется тем, что Заказчику предлагается комплекс ПО SCADA NPT Expert, от-

крытый в определенных пределах для корректировки по согласованию с Заказчиком, и практически

неограниченный выбор технических средств любых отечественных и зарубежных производителей.

Такой подход гарантирует Заказчику максимальную свободу выбора при внедрении АСУ ТП на новом

строящемся объекте и при его модернизации в дальнейшем. Только такой подход гарантирует воз-

можность достижения оптимального соотношения цена/качество.

На первом этапе компания ООО «Энергопромавтоматизация» реализовала полноценную инте-

грацию в SCADA NPT Expert устройств РЗА компании «ЭКРА». Было получено большое количество

удачных совместных внедрений на объектах ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «РусГидро» и др. Однако наш

опыт по интеграции различных устройств РЗА как отечественных, так и зарубежных, показал, что

необходимо развивать полномасштабные интеграционные решения не только с некоторыми пере-

довыми фирмами, но и с большинством уже существующих на российском рынке устройств защиты

и автоматики. К таким устройствам относятся продукты фирм Siemens, GE, Areva, ЭКРА, Радиус-

Автоматика, Механотроника, Шнайдер Электрик, ЧЭАЗ и др.

Нам кажется, что именно такой новый подход к интеграционным решениям АСУ ТП поможет

облегчить эксплуатацию, а также расширить возможности Заказчика при выборе устройств РЗА.

Оптимизация интеграции всей разнородной информации о нормальных и аварийных режимах

энергообъекта в единый информационный комплекс АСУТП, начала быстро развиваться после раз-

работки МЭК специальных стандартов коммуникации на подстанциях. С учетом этих стандартов в

предлагаемом варианте интеграции на одном объекте могут быть интегрированы защиты ЭКРА по

МЭК 61870-5-103, защиты Siemens по МЭК 61850, устройства ОМП ИМФ-3М (Радиус-Автоматика)

по протоколу Modbus и др. Таких разнородных систем уже внедрено очень много на подстанциях

МЭС Центра, МЭС Северо-Запада и других МЭС.

Надо отметить, что предлагаемая политика является оправданной не только по отношению к РЗА,

но и при выборе технических средств АСУ ТП. В настоящее время в связи с появлением высокопро-

изводительных надежных интеллектуальных электронных устройств в основу принимаемых в ООО

«Энергопромавтоматизация» технических решений принято использование структуры с контрол-

лерами присоединения или многофункциональными измерительными устройствами. Разработан

ряд типовых решений по АСУ ТП с использованием различных вариантов компоновки технических

средств, в соответствии с финансовыми возможностями Заказчика и особенностями энергообъекта.

Контроллеры присоединения, используемые сегодня на объектах электроэнергетики, отличаются по

функциональности и по стоимости. Предоставляя выбор Заказчику, мы позволяем ему оптимизиро-

вать многие вопросы, связанные с внедрением и эксплуатацией всех систем АСУТП. На сегодня, на

наш взгляд, наиболее выгодным по стоимости и функциональности является решение, основанное на

использовании контроллеров присоединения Satec SA 330 (Израиль). Однако, также можно отметить

успешную работу в составе нашей системы контроллеров Sprecon-E-C (Австрия), Mikronika (Польша),

Siemens (Германия), Прософт Системы (Россия) и других зарубежных контроллеров присоединения,

пока не распространенных на российском рынке, но известных за рубежом.

Москва, 1–4 июня 2010 г.

151

Единственной неизменной составляющей нашего комплекса от объекта к объекту остается SCADA

NPT Expert, созданная нашей компанией и обладающая широкими возможностями по интеграции

всевозможных устройств и получившая много положительных отзывов.

Мы назвали свой комплекс АСУ ТП NPT Expert и в подтверждении наших возможностей подали

его на аттестацию в ОАО «ФСК ЕЭС». На данный момент весь комплекс, состоящий из очень боль-

шого количества всевозможных микропроцессорных устройств, (не только РЗА, но и контроллеров,

многофункциональных измерителей и т. д.) и SCADA NPT Expert собран на нашем производстве в

Санкт-Петербурге, проведены штормовые испытания, программа и методики испытаний направлена

на согласование в ОАО «ФСК ЕЭС». До середины 2010 года мы надеемся получить положительное

аттестационное заключение Федеральной Сетевой Компании.

Подробнее ознакомиться с элементами нашего комплекса АСУ ТП можно в прилагаемой таблице.

Компания-изготовитель Название устройства Протокол Интерфейс

SATEC Ltd.

Satec SA330

MODBUS-RTU

MODBUS-TCP

IEC 61850

RS-485, Ethernet

Satec 130 EH MODBUS RS-485

Satec 175 MODBUS RS-485

SIEMENS AG

Siemens TM 1703

IEC 60870-5-104,

IEC 61850

Ethernet

Siemens BC 1703

IEC 60870-5-104,

IEC 61850

Ethernet

Siemens AK 1703

IEC 60870-5-104,

IEC 61850

Ethernet

Siemens Siprotec 7SJ64

IEC 60870-5-104,

IEC 61850

Ethernet

Siemens Siprotec 7UT63

IEC 60870-5-104,

IEC 61850

Ethernet

Sprecher Automation GmbH Sprecon E-C IEC 60870-5-104 Ethernet

Schweitzer Engineering Laboratories SEL-451

IEC 60870-5-104,

IEC 61850

Ethernet

Schneider Electric SA

ION 6200 MODBUS RS-485

ION 7350 ION PROTOCOL RS-485

ION 8500 ION PROTOCOL RS-485

ION 8600 ION PROTOCOL RS-485

General Electric Company

GE F-60

IEC 60870-5-104,

IEC 61850

Ethernet

L-90 IEC 60870-5-104 Ethernet

AREVA T&D Areva MiCOM P437 IEC 60870-5-103 RS-485

ООО НПП «ЭКРА»

ЭКРА 2704

IEC 60870-5-103 IEC

61850

RS-485

ЭКРА 2502

IEC 60870-5-103 IEC

61850

RS-485

Релейная защита и автоматика энергосистем

152

Компания-изготовитель Название устройства Протокол Интерфейс

ЗАО «РАДИУС Автоматика»

Радиус Сириус-2В Протокол «Старт»

RS-485,

токовая петля

Радиус Сириус-2Л Протокол «Старт»

RS-485,

токовая петля

Радиус Сириус-2С Протокол «Старт»

RS-485,

токовая петля

Радиус Сириус-ЦС Протокол «Старт»

RS-485,

токовая петля

Радиус Сириус-АЧР Протокол «Старт»

RS-485,

токовая петля

Радиус РНМ-1 Протокол «Старт»

RS-485,

токовая петля

Радиус ИМФ-3С Протокол «Старт»

RS-485,

токовая петля

Радиус ИМФ-3Р Протокол «Старт»

RS-485,

токовая петля

ООО «Прософт-Системы» МКПА

IEC 60870-5-104

IEC 61850

Ethernet

ООО «НТЦ «Механотроника»

РЗА «БМРЗ» MODBUS RS-485

Дуга-БЦ MODBUS RS-485

ЗАО «КРОК инкорпорейтед» ССПТИ IEC 60870-5-104 Ethernet

Maschinefabrik Reinhausen GmbH Tapсon 240 IEC60870-5-103 RS-485

ЗАО «Конвертор-МЭ» Контроллер ЩПТ MODBUS RS-485

ООО «АББ» СР-24 IEC 60870-5-101 RS-485

ООО «Уралэнергосервис» АКА «Кедр»

IEC 60870-5-101

нестандартный

RS-485

ЗАО «ЧЭАЗ» БЭМП MODBUS RS-485

Iskra Sistemi, d.d. Система ПА ЕТ-8 CGI запросы Ethernet

Elster Metronica

RTU325 IEC 61107 RS-485

RTU325 IEC 60870-5-104 Ethernet

Многолетний опыт нашей работы над созданием современной АСУ ТП позволяет с уверенностью

сказать, что для нас сейчас не существует преград в интеграции любых микропроцессорных устройств.

Наша система АСУ ТП является отечественной разработкой, но по своей функциональности не усту-

пает, а иногда и превосходит зарубежные аналоги. Само собой разумеется, что у нас нет проблем с

русификацией и учетом особенностей отечественной энергетики.

Москва, 1–4 июня 2010 г.

153

ДВА В ОДНОМ –

СОВМЕЩЕНИЕ ФУНКЦИЙ

УПРАВЛЕНИЯ ДГР И ОПФ

КОЗЛОВ В.Н., ПЕТРОВ М.И., СОЛОВЬЁВ И.В.

ООО «НПП Бреслер»

Одним из наиболее прогрессивных режимов работы сетей 6-35 кВ с изолированной нейтралью

является режим, при котором нейтраль сети заземлена через дугогасящий реактор (ДГР). Эффектив-

ность данного режима доказана весьма убедительно в целом ряде научных трудов, например в [1].

Данный способ заземления нейтрали порождает собой две задачи, которые необходимо разрешить,

а именно задачу автоматической настройки дугогасящего реактора на резонансный режим работы

сети и задачу определения поврежденного фидера (присоединения). Рассмотрим варианты решения

этих задач при помощи оборудования, выпускаемого НПП Бреслер, подробнее.

В нормальном режиме работы сети (при отсутствии однофазного замыкания на землю) автоматика

ДГР подстраивает индуктивный ток плунжерного дугогасящего реактора соразмерно эквивалентному

емкостному току сети, добиваясь тем самым, полной компенсации емкостного тока. Подстройка ре-

актора осуществляется на основе измерения величины расстройки υ контура нулевой последователь-

ности сети по его переходной характеристике. В частности, для вычисления расстройки используется

частота свободных колебаний контура. Данные колебания возникают в результате искусственного

воздействия (возмущения) на контур при помощи блока наложения. Блок наложения, управляемый

терминалом автоматики ДГР, подключается так, чтобы его воздействие пришлось на контур, напри-

мер к сигнальной обмотке ДГР. Форма и характер воздействия на контур, в данном случае, не играют

какой либо существенной роли и предназначены исключительно для провоцирования переходного

процесса в нейтрали сети. Опыт эксплуатации терминала автоматики ДГР «Бреслер-0107.060» под-

робно изложен в [2] и [3]. В случае возникновения однофазного замыкания на землю, работа авто-

матики блокируется, поскольку изменение положения плунжера реактора во время замыкания на

землю запрещено, а реактор, настроенный в резонанс, сводит к минимуму величину тока короткого

замыкания и, как следствие, способствует скорейшему погашению дуги в месте замыкания или ее

безопасному горению.

Решение задачи определения поврежденного фидера (ОПФ), в отличие от задачи автоматики ДГР,

осуществляется после подтверждения факта наличия однофазного замыкания на землю, во время

блокировки работы автоматики ДГР. Как было отмечено выше, настроенный в резонанс реактор сво-

дит к минимуму токи однофазного замыкания на землю. Данный факт значительно усложняет задачу

ОПФ, поскольку трансформаторы тока нулевой последовательности, установленные на отходящих

фидерах, становятся практически нечувствительными к столь незначительным токам короткого за-

мыкания. Рассмотрим работу трех основных методов определения поврежденного присоединения в

сетях данной категории.

Общеизвестный способ определения поврежденного фидера по максимуму суммы токов высших

гармоник [4], работоспособен (срабатывает верно) лишь в ограниченном множестве подстанций

данной категории, и качество его работы обусловлено в первую очередь характером нагрузки под-

станции и топологией сети. Плачевный опыт эксплуатации устройств, функционирующих по данному

принципу, есть практически в каждых сетях, таким образом, данный метод может быть использован

исключительно в качестве подтверждающего метода.

Метод Л.Е. Дударева (г. Донецк, ДПИ, 1975), заключающийся в определении знака первой по-

луволны подходит для идентификации фидера только при перемежающемся замыкании. На рис. 1

Релейная защита и автоматика энергосистем

154

приведены осциллограммы токов короткого замыкания на п.ст. 110/10 кВ, записанные терминалом

ОПФ «Бреслер-0107.080», из которых видна хорошая селективность данного метода.

Для полного покрытия всего множества возможных видов ОЗЗ необходимо определение повреж-

денного присоединения и для случая устойчивого замыкания на землю. В данном случае необходимо

использовать активный алгоритм, основанный на наложении в нейтраль сети сигнала не кратного

промышленной частоте и последующего спектрального анализа сигналов, поступающих с датчиков

тока. Один из вариантов реализации данного алгоритма описан, например, в [5]. Для реализации

активного алгоритма используется блок наложения, подключенный к нейтрали сети и управляемый

терминалом ОПФ.

Поскольку терминалы ДГР и ОПФ работают в разные временные моменты, и оба используют

наложение в нейтраль сети, напрашивается очевидный вывод по совмещению функций ДГР и ОПФ

в пределах одного терминала с общим блоком наложения. Указанная задумка успешно реализована

в терминале ДГР и ОПФ «Бреслер-0107.068». Данная реализация позволяет удешевить совместное

решение двух ранее обозначенных задач по автоматической настройке ДГР и определению повреж-

денного фидера.

Рис. 1. Осциллограммы токов короткого замыкания, полученных терминалом ОПФ

Таким образом, терминал автоматики ДГР и ОПФ «Бреслер-0107.068», выпускаемый НПП Бреслер,

совмещает в себе множество современных алгоритмов, по поддержанию контура нулевой последова-

тельности сети в резонансном режиме и корректному определению поврежденного присоединения

для всех категорий сетей и видов замыканий.

ЛИТЕРАТУРА

[1] Вильгейм Р., Уотерс М. Заземление нейтрали в высоковольтных системах. М.: Госэнергоиздат,

1959.

[2] Петров М.И., Соловьёв И.В., Чиндяскин В.И., Сальцев В.П. Эксплуатация шкафов автоматики

и управления типа «Бреслер» // Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего востока.

Специальный выпуск. № 1. 2008.

Москва, 1–4 июня 2010 г.

155

[3] Козлов В.Н., Ильин В.Ф. Дугогасящие реакторы в сетях 6-35 кВ. Реализация метода автомати-

ческого управления // Новости Электротехники. № 2 (50). 2008. С. 92-94.

[4] Устройство определения присоединения с однофазным замыканием на землю «Сириус-ОЗЗ».

Руководство по эксплуатации. ЗАО «РАДИУС Автоматика». Москва. www.rza.ru

[5] Патент РФ № 2268524. H02H3/16. Устройство для защиты от замыканий на землю в сетях с

ком пенсацией емкостного тока / Ванштейн Р.А., Шестакова В.В., Юдин С.М. Опубликовано:

20.01.2006, бюл. № 2.

СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ

Козлов Владимир Николаевич в 1975 г. окончил ЧГУ им. Ульянова по специальности «Электрические

аппараты», кандидат технических наук, доцент кафедры ТОЭ и РЗА.

Петров Михаил Иванович в 1979 г. окончил ЧГУ им. Ульянова по специальности «Электроснабжение

промышленных предприятий», кандидат технических наук, доцент кафедры ЭсПП.

Соловьёв Игорь Валерьевич в 2007 г. окончил ЧГУ им. Ульянова по специальности «Программное обе-

спечение вычислительной техники и автоматизированных систем». Аспирант кафедры «ТОЭ и

РЗА» Чувашского госуниверситета.

Релейная защита и автоматика энергосистем

156

УСТРОЙСТВА ЗАЩИТЫ И УПРАВЛЕНИЯ

ДЛЯ СЕТЕЙ 110-220 кВ СЕРИИ 650

САБАТАРОВ А.В., АРСЕНТЬЕВ А.П.

ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

1. СЕМЕЙСТВО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ ЭЛЕКТРОННЫХ

УСТРОЙСТВ RELION®

Семейство Relion – новый шаг в релейной защите и автоматике. Современный технический уровень

в сочетании с проверенными алгоритмами устройств АББ, унаследованными от их предшественни-

ков, воплотились в новом семействе Relion, которое включает в себя устройства серий 670, 650, 630,

615, 610 и 600. Представленное многообразие устройств позволяет выбрать наиболее экономически

эффективное решение.

1.1. Серия 650 – решение для распределительных

электрических сетей 110-220 кВ

Устройства серии 650 представляют собой готовые к применению решения для защиты линий

(REL650) и трансформаторов (RET650), а также для управления коммутационными аппаратами

(REC650). В интеллектуальных электронных устройствах (ИЭУ) 650 серии внедрены инновационные

решения, одно из них – значительное сокращение уставок. Еще до отгрузки с завода задаются все

основные уставки. Остается лишь задать уставки, являющиеся специфическими для конкретного

применения – например, параметры линии. Большинство уставок – например, защиты трансформа-

тора, задаются в процентах от номинальных параметров трансформатора, что освобождает от пере-

счета значений уровней срабатывания по току и напряжению. Такое решение позволяет упростить и

ускорить введение ИЭУ 650 серии в работу.

Наличие различных вариантов готовых конфигураций с полным функциональным составом и за-

данными основными уставками, прошедшими типовые испытания, упрощает применение данных

устройств на всех этапах от заказа, наладки и вводу в эксплуатацию до проведения межинтервальных

проверок.

Москва, 1–4 июня 2010 г.

157

1.1.1. Аппаратная платформа

Устройства выполнены на общей модульной аппаратной платформе в корпусе шириной – ½ от

19" размера (205,7 мм) евростандарта и могут быть оснащены максимум двумя модулями аналоговых

входов (AIM) и до 4 модулей двоичных входов/выходов (IOM). Каждый модуль аналоговых входов

позволят подключить к устройству до 10 цепей токов и/или напряжений от высоковольтных ТТ и ТН.

Токовый разъем устройства снабжен механизмом, который позволят отсоединять цепи от ТТ без их

разрыва. Модули IOM позволяют подключить к одному устройству от 14 до 50 двоичных входов и от

9 до 45 выходных цепей. Универсальный блок питания позволяет запитывать устройства от постоян-

ного и переменного токов. Уровень срабатывания двоичных входов устройства задается уставкой. Для

надежной работы двоичные входы имеют импульсную характеристику, которая обеспечивает пробой

оксидной пленки внешних контактов. Выходные реле с высокой коммутационной способностью вы-

держивают ток включения 30 А в течении 0,5 с и 8 А длительно, и способны отключать индуктивную

нагрузку с постоянной времени 40 мс с током 0,3 А. Выходные сигнальные реле выдерживают ток

включения 10 А в течении 0,5 с и 8 А длительно, и способны отключать индуктивную нагрузку с по-

стоянной времени 40 мс с током 0,1 А.

1.1.2. Система синхронизации времени

Возможность синхронизации внутренних часов c точностью 1 мс в соответствие со стандартами

МЭК61850 (по Ethernet или SNTP) и DNP 3.0.

1.1.3. Связь с системой АСУ

Устройство снабжено одним портом связи Ethernet (оптический или гальванический канал) для

связи с системой по МЭК61850 и одним портом связи по DNP 3.0.

1.1.4. Местный ИЧМ

Местный ИЧМ включает:

• передний порт связи с разъемом RJ-45 для подключения компьютера по интерфейсу Ethernet

(протокол TCP/IP) c помощью стандартного кабеля;

• светодиода для индикации состояния устройства;

• 15 сигнальных трехцветных светодиодов с режимом работы определяемых пользователем;

• графический дисплей разрешением 320 × 240 пикселей;

• клавиатуру с кнопками для управления коммутационными аппаратами и навигации в меню,

переключателем выбора местного и дистанционного управления коммутационными аппаратами,

кнопки сброса/квитирования, программируемыми пользователем кнопками.

Релейная защита и автоматика энергосистем

158

Подробная документация и разработанные рекомендации на устройства 650-й серии помогут

пользователю найти ответы на возникающие в процессе работы вопросы.

1.2. REC650 – Устройство управления присоединением

1.2.1. Возможности управления

REC650 позволяет выполнить управление и отображение положения на ИЧМ 8 коммутационных

аппаратов. В управлении коммутационными аппаратами заложен принцип «выбора» устройства

до переключения, что позволяет обеспечить безопасность управления и предотвратить возможные

ошибки персонала. Выбрав ИЧМ устройства в качестве основного места управления, обеспечиваются

быстрое выполнение оперативных переключений и просмотр основных параметров режима.

1.2.2. Оперативные блокировки

Функциональные возможности оперативных блокировок в устройстве REC650 позволяют пре-

дотвратить опасные и повреждающие распределительное устройство оперативные переключения

и обеспечить безопасность персонала. Функциональная возможность резервирования повышает

надежность оперативных блокировок присоединения или подстанции. Функция резервирования

предотвращает одновременные переключения аппаратов и обеспечивает проверку подлинности со-

стояния оперативных блокировок в момент переключения.

Имеются готовые и проверенные функциональные блоки оперативных блокировок почти для всех

схем распределительных устройств. Горизонтальные связи и оперативные блокировки в ИЭУ 650

серии выполняются с помощью GOOSE сообщений стандарта МЭК 61850. С экономической точки

зрения это решение является наиболее выгодным.

В дополнение к оперативным блокировкам для повышения надежности, дискретные выходные

реле оснащены функцией самодиагностики, предотвращающей нежелательные срабатывания. Соот-

ветствие жестким требованиям по электромагнитной совместимости (ЭМС) обеспечивает надежное

управление коммутационными аппаратами.

1.2.3. Контроль

В устройстве REC650 имеются функции контроля цепей выключателя и напряжения батареи опе-

ративного питания. Наличие трех выходов контроля цепей выключателя исключает необходимость

в дополнительном устройстве контроля цепей отключения.

Устройство REC650 выполняет функции управления, мониторинга и защиты выключателей,

разъединителей и заземляющих ножей в различных схемах распределительных устройств. Широкие

возможности применения устройств 650-й серии дополняются поддержкой стандарта МЭК 61850.

В них реализована идеология стандарта МЭК 61850, который обеспечивает открытую, модернизи-

руемую и гибкую архитектуру системы, адаптируемую под современные технические требования.

Тем самым устройства 650-й серии являются наилучшим решением при реконструкции объекта,

расширении существующего хозяйства, а также на вновь водимых объектах.

1.3. REL650 – Устройство дистанционной защиты линии

1.3.1. Надежная защита воздушных и кабельных линий

Устройство REL650 предназначено для защиты с высокой чувствительностью воздушных и ка-

бельных линий, не предъявляющее высоких требований к каналу связи с противоположным концом

линии. Для обеспечения высокой надежности измерения, уставки для всех пяти зон задаются не-

Москва, 1–4 июня 2010 г.

159

зависимо для всех групп уставок. Имеются функции дистанционной защиты с полигональными и

круговыми характеристиками. Что позволяет обеспечить согласованность с существующими схемами

связи дистанционных защит в энергосистеме.

Дистанционная защита имеет встроенную функцию отстройки от нагрузочного режима, что

улучшает возможность обнаружения повреждений через большое сопротивление на сильно нагру-

женных линиях. Это особенно актуально в распределительных сетях, где на наиболее нагруженных

линиях необходимо выявлять и отключать повреждения через большое сопротивление. Алгоритм

компенсации тока нагрузки первой зоны предотвращает излишнее отключение при повреждениях

через большое сопротивление и режимах протекания большой мощности. Встроенная функция

обнаружения качания предотвращает излишнее отключение линии в случае обнаружения режима

качаний в энергосистеме, вызванного отключением параллельной линии, набросом нагрузки или

отключением мощных генераторов.

1.3.2. На основе идеологии стандарта МЭК 61850

ИЭУ REL650 разработаны на основе идеологии стандарта МЭК 61850, выполняя все его основ-

ные аспекты, тем самым обеспечивая открытую, модернизируемую и гибкую архитектуру системы,

которые положены в основу стандарта. Возможности стандарта позволяют реализовать широкие

возможности связи, например, GOOSE связь для горизонтальных связей. Устройства 650-й серии

обеспечивают высокую гибкость применения, что является отличным выбором для реконструируемых

и вновь вводимых объектов энергетики.

Устройство REL650 обеспечивает широкие возможности применения. Имеются встроенные

функции полносхемной дистанционной защиты с независимым селектором поврежденной фазы,

определения качаний мощности и широкий набор логики схем связи. Наличие пяти зон дистан-

ционной защиты от междуфазных замыканий и замыканий на землю позволяет выполнить защиту

воздушных и кабельных линий с различными схемами заземления нейтрали. В устройства 650-й

серии также включена токовая защита по нулевой последовательности, которая позволяет выявлять

и устранять замыкания на землю через большое сопротивление, которые имеют место быть в рас-

пределительных сетях.

1.4. RET650 – Устройство защиты трансформатора

1.4.1. Непревзойденная чувствительность и время срабатывания

Функция дифференциальной защиты устройства RET650 имеет возможность учета влияния РПН,

что существенным образом повышает чувствительность защиты. Устройство RET650 обеспечивает

защиту трансформатора от межвитковых замыканий, а также от внутренних замыканий с низкими

токами. Имеется функция дифференциальной защиты по обратной последовательности, которая зна-

чительно быстрее и чувствительнее дифференциальной защиты трансформатора на полные токи. На

основе ее выполняется чувствительная дифференциальная защита от внутренних развивающихся за-

мыканий, которая позволяет отключить поврежденный трансформатор еще до перехода повреждения

в более тяжелое, тем самым значительно сокращая материальный ущерб и удешевляя последующий

ремонт силового трансформатора. Устройство RET650 не предъявляет высоких требований к ТТ, так

же отсутствует необходимость в установке промежуточных ТТ.

Функция дифференциальной защиты по нулевой последовательности для глухо заземленных

или заземленных через небольшое сопротивление обмоток трансформатора обеспечивает высокую

устойчивость к внешним коротким замыканиям. Индивидуальное применение для каждой обмотки

и отсутствие необходимости в гармоническом анализе по второй гармонике обеспечивают высокую

чувствительность и быстродействие защиты. Дополнительное критерий проверки направленности

повышает селективность защиты.