11.12.2 Residual CompensationThe re

11.12.2 Residual Compensation
The relays used are calibrated In terms of the positive sequence impedance of the protected line. Since the zero sequence impedance of the line between substations ABC and XYZ is different from the positive sequence impedance, the impedance seen by the relay in the case of an earth fault, involving the passage of zero sequence current, will be different to that seen for a phase fault. Hence, the earth fault reach of the relay requires zero sequence compensation (see Section 11.9.2).
For the relay used, this adjustment is provided by the residual (or neutral) compensation factor Kzo, set equal to:
For each of the transmission lines:
Zu =0.089 + y0.476Q (O.484Z79.41°Q)
ZL0 = 0.426 + y'1.576Q (l.632Z74.87°Q)
Hence.
|*zo| = 0-792 ZKzo=- 6.5°
11.12.3 Zone l Phase Reach
The required Zone l reach is 80% of the line impedance. Therefore,
0.8x(48.42Z79.41° )= 38.74Z79.4T Use 38.74Z80°Q nearest settable value.
11.12.4 Zone 2 Phase Reach
Ideally, the requirements for setting Zone 2 reach are:
• at least 120% of the protected line
• less than the protected line + 50% of the next line
Sometimes, the two requirements are in conflict. In this case, both requirements can be met. A setting of the whole of the line between substations ABC and XYZ. plus 50% of the adjacent line section to substation PQR is used. Hence. Zone 2 reach:
= 48.42Z79.4T + (0.5 x 60 x (0.484 Z79.41°)) Q = 62.95Z79.4TQ
Use 62.95Z80°Q nearest available setting.
11.12.5 Zone 3 Phase Reach
Zone 3 is set to cover 120% of the sum of the lines between substations ABC and PQR. provided this does not result in any transformers at substation XYZ being included. It is assumed that this constraint is met. Hence. Zone 3 reach:
= 48.42Z79.41° + (1.2 x 60 x (0.484 Z79.41°)) Q
= 83.275Z79.4TQ
Use a setting of 83.27Z80°Q. nearest available setting.
11.12.6 Zone Time Delay Settings
Proper co-ordination of the distance relay settings with those of other relays is required. Independent timers are available for the three zones to ensure this.
For Zone 1. instantaneous tripping is normal. A time delay is used only in cases where large d.c. offsets occur and old circuit breakers, incapable of breaking the instantaneous d.c. component, are involved.
The Zone 2 element has to grade with the relays protecting the line between substations XYZ and PQR since the Zone 2 element covers part of these lines. Assuming that this line has distance, unit or instantaneous high-set overcurrent protection applied, the time delay required is that to cover the total clearance time of the downstream relays. To this must be added the reset time for the Zone 2 element following clearance of a fault on the adjacent line, and a suitable safety margin. Atypical time delay is 350ms. and the normal range is 200-500ms.
The considerations for the Zone 3 element are the same as for the Zone 2 element, except that the downstream fault clearance time is that for the Zone 2 element of a distance relay or I DMT overcurrent protection. Assuming distance relays are used, a typical time is 800ms. In summary:
TZ1 = 0 ms TZ1 = 250ms Tz3 = 800ms
11.12.7 Phase Fault Resistive Reach Settings
With the use of a quadrilateral characteristic, the resistive reach settings for each zone can be set independently of the impedance reach settings. The resistive reach setting represents the maximum amount of additional fault resistance (in excess of the line impedance) for which a zone will trip, regardless of the fault within the zone.
Two constraints are imposed upon the settings, as follows:
• it must be greater than the maximum expected phase-phase fault resistance (principally that of the fault arc)
• it must be less than the apparent resistance measured due to the heaviest load on the line, unless load blinding (load encroachment) is applied
The minimum fault current at Substation ABC is of the order of
I. 8kA, leading to a typical arc resistance Rarc using the van Warrington formula (Equation 11.4) of 8Q. Using the current transformer ratio as a guide to the maximum expected load current, the minimum load impedance Zimin will be 130Q. Typically, the resistive reaches will be set to avoid the minimum load impedance by a 40% margin for the phase elements, leading to a maximum resistive reach setting of 78Q.
Therefore, the resistive reach setting lies between 8Q and 78Q. Allowance should be made for the effects of any remote fault infeed, by using the maximum resistive reach possible. While each zone can have its own resistive reach setting, for this simple example they can all be set equal. This need not always be the case, it depends on the particular distance protection scheme used and the need to include Power Swing Blocking.
Suitable settings are chosen to be 80% of the load resistance:
Rlph = 78Q
Rlph = 78Q
R3ph = 78Q
II. 12.8 Earth Fault Impedance Reach Settings
By default, the residual compensation factor as calculated in Section 11.12.2 is used to adjust the phase fault reach settin

Kết quả (Việt) 1:

11.12.2 dư bồi thườngRơ le sử dụng được kiểm định về trở kháng tự tích cực của dây được bảo vệ. Kể từ khi trở kháng thứ tự không của các đường dây giữa các trạm biến áp và ABC XYZ là khác nhau từ trở kháng tự tích cực, trở kháng được thấy bởi rơ le trong trường hợp của một lỗi trái đất, liên quan đến đoạn văn của không tự hiện tại, sẽ khác nhau để nhìn thấy một lỗi giai đoạn. Do đó, tiếp cận lỗi trái đất tiếp yêu cầu bồi thường không tự (xem phần 11.9.2).Cho chuyển tiếp được sử dụng, điều chỉnh này được cung cấp bởi các yếu tố còn lại (hoặc trung tính) bồi thường thiệt hại Kzo, set bằng:Cho mỗi người trong đường dây truyền tải:Zu = 0.089 + y0.476Q (O.484Z79.41°Q)ZL0 = 0,426 + y'1.576Q (l.632Z74.87°Q)Do đó.| * zo | = 0-792 ZKzo =-6,5 °11.12.3 zone l giai đoạn tiếp cậnL đạt yêu cầu của khu vực là 80% của dòng trở kháng. Do đó,0,8 x (48.42Z79.41 °) = 38.74Z79.4T 38.74Z80 ° Q gần nhất settable giá trị sử dụng.11.12.4 khu 2 giai đoạn tiếp cậnLý tưởng nhất, các yêu cầu cho thiết lập khu vực 2 đạt được là:• ít nhất là 120% của dòng bảo vệ• ít hơn so với bảo vệ dòng + 50% của dòng kế tiếpĐôi khi, hai yêu cầu là trong cuộc xung đột. Trong trường hợp này, cả hai yêu cầu có thể được đáp ứng. Thiết đặt toàn bộ các đường dây giữa các trạm biến áp và ABC XYZ. hơn nữa, 50% của phần liền kề đường để trạm biến áp PQR được sử dụng. Do đó. Tiếp cận khu vực 2:= 48.42Z79.4T + (0.5 x 60 x (0.484 Z79.41 °)) Q = 62.95Z79.4TQSử dụng 62.95Z80 ° Q gần nhất thiết lập sẵn.11.12.5 khu 3 giai đoạn tiếp cậnKhu 3 được thiết lập để bao gồm 120% số tiền của các đường dây giữa các trạm biến áp ABC và PQR. cung cấp này không dẫn đến bất kỳ máy biến áp tại trạm biến áp XYZ được bao gồm. Người ta cho rằng giới hạn này được đáp ứng. Do đó. Tiếp cận khu vực 3:= 48.42Z79.41 ° + (1,2 x 60 x (0.484 Z79.41 °)) Q= 83.275Z79.4TQSử dụng một thiết lập 83.27Z80 ° Q. gần nhất thiết lập sẵn.11.12.6 thiết đặt vùng thời gian trì hoãnThích hợp phối hợp các thiết lập chuyển tiếp khoảng cách với những người khác chuyển tiếp là cần thiết. Đồng hồ đếm ngược độc lập có sẵn cho ba khu vực để đảm bảo điều này.Đối với vùng 1. vấp ngã tức là bình thường. Thời gian trễ chỉ sử dụng trong trường hợp xảy ra lớn DC offsets và cũ circuit breakers, không có khả năng phá vỡ các thành phần đặc khu Columbia tức thời, có liên quan.Zone 2 yếu tố này có đến lớp với các rơ le bảo vệ đường dây giữa các trạm biến áp XYZ và PQR kể từ khi các yếu tố khu 2 nằm trên một phần của những dòng này. Giả sử rằng dòng này có khoảng cách, đơn vị hoặc bảo vệ ngay lập tức thiết lập cao overcurrent áp dụng, sự chậm trễ thời gian cần thiết là để trang trải các thời gian giải phóng mặt bằng tổng của các rơ le hạ lưu. Điều này phải được thêm thời gian thiết lập lại cho phần tử khu vực 2 sau giải phóng mặt bằng là một lỗi trên đường liền kề, và một biên độ an toàn phù hợp. Không điển hình thời gian trễ là 350ms. và trong phạm vi bình thường là 200-500ms.Xem xét cho các yếu tố vùng 3 là giống như các phần tử khu vực 2, ngoại trừ thời gian giải phóng mặt bằng do lỗi về phía hạ lưu là cho phần tử khu vực 2 của relay từ xa hoặc tôi DMT overcurrent bảo vệ. Giả sử khoảng cách chuyển tiếp được sử dụng, một thời gian tiêu biểu là 800ms. Tóm lại:TZ1 = 0 ms TZ1 = 250ms Tz3 = 800ms11.12.7 giai đoạn lỗi Resistive đạt được cài đặtVới việc sử dụng một đặc tính tứ giác, cài đặt resistive tiếp cận cho mỗi khu vực có thể được thiết lập độc lập với trở kháng của đạt được cài đặt. Thiết lập resistive tiếp cận đại diện cho số tiền tối đa lỗi bổ sung kháng (vượt quá trở kháng dòng) mà khu vực sẽ đi, bất kể các lỗi trong vùng.Hai hạn chế được áp dụng sau khi cài đặt, như sau:• nó phải lớn hơn khả năng chống lỗi tối đa dự kiến giai đoạn-giai đoạn (chủ yếu là do lỗi arc)• nó phải nhỏ hơn rõ ràng kháng đo do tải nặng nhất trên đường thẳng, trừ khi tải blinding (tải lấn) được áp dụngLỗi tối thiểu hiện tại trạm biến áp ABC là trong yêu cầu củaI. 8kA, dẫn đến một sức đề kháng điển hình vòng cung Rarc bằng cách sử dụng công thức van Warrington (phương trình 11,4) của 8Q. Sử dụng tỷ lệ biến hiện nay như một hướng dẫn để tải dự kiến tối đa hiện tại, trở kháng tải tối thiểu Zimin sẽ 130Q. Thông thường, đạt resistive sẽ được thiết lập để tránh trở kháng tải tối thiểu bằng 40% lãi cho giai đoạn yếu tố, dẫn đến một tối đa là điện trở tiếp cận với các cài đặt của 78Q.Vì vậy, các điện trở tiếp cận các thiết lập nằm giữa 8Q và 78Q. Trợ cấp phải được thực hiện cho những tác động của bất kỳ lỗi từ xa infeed, bằng cách sử dụng tối đa điện trở tiếp cận nhất có thể. Trong khi mỗi khu vực có thể có của riêng mình resistive đạt được cài đặt, ví dụ đơn giản này họ có tất cả được thiết lập bằng. Nhu cầu này không phải luôn luôn là các trường hợp, nó phụ thuộc vào sơ đồ bảo vệ đặc biệt khoảng cách sử dụng và sự cần thiết để bao gồm điện Swing chặn.Cài đặt thích hợp được lựa chọn để là 80% của kháng chiến load:Rlph = 78QRlph = 78QR3ph = 78QII. đất 12.8 lỗi trở kháng đạt được cài đặtTheo mặc định, các yếu tố còn lại bồi thường như tính trong phần 11.12.2 được sử dụng để điều chỉnh các giai đoạn tiếp cận lỗi g

Kết quả (Việt) 2:

11.12.2 dư Bồi thường
Các rơle sử dụng được định cỡ Về trở kháng chuỗi tích cực của dòng bảo vệ. Kể từ khi trở kháng không tự của các dòng giữa các trạm biến áp ABC và XYZ là khác nhau từ các trở kháng chuỗi tích cực, trở kháng nhìn thấy bởi các relay trong trường hợp một chạm đất, liên quan đến sự di chuyển của không tự hiện tại, sẽ khác nhau để mà nhìn thấy cho một lỗi pha. Do đó, phạm lỗi trái đất của relay đòi hỏi trình tự bồi thường không (xem phần 11.9.2).
Đối với các rơle được sử dụng, điều chỉnh này được cung cấp bởi các dư (hoặc trung tính) yếu tố bồi thường Kzo, thiết lập bằng:
Đối với mỗi truyền dòng:
Zu = 0,089 + y0.476Q (O.484Z79.41 ° Q)
ZL0 = 0,426 + y'1.576Q (l.632Z74.87 ° Q)
Do đó.
| * zo | = 0-792 ZKzo = - 6,5 °
11.12.3 Khu l pha Đạt
Các yêu cầu Khu l tầm là 80% của trở kháng dòng. Vì vậy,
. 0.8x (48.42Z79.41 °) = 38.74Z79.4T Sử dụng 38.74Z80 ° Q giá trị settable vực gần
11.12.4 Vùng 2 giai đoạn Đạt
Lý tưởng nhất, các yêu cầu để thiết lập Vùng 2 tầm là:
• ít nhất 120% dòng bảo vệ
• ít hơn so với bảo vệ dòng + 50% của dòng tiếp theo
Đôi khi, hai yêu cầu là trong cuộc xung đột. Trong trường hợp này, cả hai đều yêu cầu có thể được đáp ứng. Một khung cảnh của toàn bộ các đường dây giữa các trạm biến áp ABC và XYZ. cộng thêm 50% của phần đường tiếp giáp với trạm biến áp PQR được sử dụng. Vì thế. Vùng 2 đạt được:
= 48.42Z79.4T + (0,5 x 60 x (0,484 Z79.41 °)) Q = 62.95Z79.4TQ
. Sử dụng 62.95Z80 ° Q vực gần thiết lập sẵn
11.12.5 Khu 3 Pha Reach của
Vùng 3 được thiết lập để bao gồm 120% số tiền của các đường giữa các trạm biến áp ABC và PQR. cung cấp này không dẫn đến bất kỳ máy biến áp tại trạm biến áp XYZ được bao gồm. Người ta cho rằng hạn chế này được đáp ứng. Vì thế. Vùng 3 tầm:
= 48.42Z79.41 ° + (1.2 x 60 x (0,484 Z79.41 °)) Q
= 83.275Z79.4TQ
Sử dụng một thiết lập của 83.27Z80 ° Q. gần thiết lập sẵn.
11.12.6 Khu Time Delay Cài đặt
đúng sự phối hợp của các thiết lập chuyển tiếp khoảng cách với những người của các rơle khác là bắt buộc. Tính giờ độc lập có sẵn cho ba khu vực để đảm bảo điều này.
Đối với Vùng 1. vấp ngã tức là bình thường. Một thời gian trễ chỉ được sử dụng trong trường hợp offsets dc lớn xảy ra và bộ phận ngắt mạch cũ, không có khả năng phá vỡ các thành phần dc tức thời, được tham gia.
Các yếu tố Khu vực 2 có đến lớp với các rơle bảo vệ dòng giữa các trạm biến áp XYZ và PQR kể từ khi Khu 2 yếu tố bao gồm một phần của những dòng này. Giả sử rằng dòng này có khoảng cách, đơn vị, tức bảo vệ quá dòng cao thiết áp dụng, sự chậm trễ thời gian cần thiết là để trang trải tổng thời gian giải phóng mặt bằng của các rơle hạ lưu. Để điều này phải được thêm thời gian thiết lập lại cho Khu 2 yếu tố giải phóng mặt sau của một lỗi trên dòng liền kề, và một biên độ an toàn phù hợp. Không điển hình thời gian trễ là 350ms. và phạm vi bình thường là 200-500ms.
Các cân nhắc cho các phần tử Vùng 3 cũng tương tự như đối với các yếu tố Vùng 2, ngoại trừ thời gian giải phóng mặt bằng do lỗi hạ lưu là đối với các yếu tố Zone 2 của một rơle khoảng cách hoặc tôi DMT bảo vệ quá dòng. Giả sử rơle khoảng cách được sử dụng, một thời gian điển hình là 800ms. Tóm lại:
TZ1 = 0 ms TZ1 = 250ms TZ3 = 800ms
11.12.7 Phase Fault điện trở Đạt Cài đặt
Với việc sử dụng một đặc tính tứ giác, các thiết lập tầm điện trở cho mỗi vùng có thể được thiết lập một cách độc lập các thiết lập trở kháng tầm tay. Các thiết lập trở tầm đại diện cho số tiền tối đa của kháng lỗi bổ sung (trong dư thừa của trở kháng dòng) mà một khu vực sẽ đi, bất kể lỗi trong khu vực.
Hai hạn chế được áp đặt lên các thiết lập như sau:
• nó phải được lớn hơn kháng tối đa dự kiến lỗi giai đoạn pha (chủ yếu của cung lỗi)
• nó phải nhỏ hơn kháng rõ ràng đo do tải trọng nặng nhất trên dòng, trừ khi tải mù (lấn tải) được áp dụng
các lỗi tối thiểu hiện hành tại trạm ABC là số thứ tự của
I. 8kA, dẫn đến một sức đề kháng hồ quang điển hình Rarc sử dụng công thức van Warrington (phương trình 11.4) của 8Q. Sử dụng tỷ lệ biến hiện nay như một hướng dẫn để tải tối đa dự kiến hiện tại, trở kháng tải tối thiểu Zimin sẽ 130Q. Thông thường, đạt điện trở sẽ được thiết lập để tránh trở kháng tải tối thiểu bằng lãi 40% cho các yếu tố giai đoạn, dẫn đến một thiết lập tầm điện trở tối đa 78Q.
Do đó, các thiết lập tầm điện trở nằm giữa 8Q và 78Q. Phụ cấp cần thực hiện cho những ảnh hưởng của bất kỳ infeed lỗi từ xa, bằng cách sử dụng các điện trở tối đa đạt được có thể. Trong khi mỗi khu vực có thể có thiết lập trở tầm riêng của nó, ví dụ đơn giản này, họ đều có thể được thiết lập bằng. . Nhu cầu này không phải luôn luôn là trường hợp, nó phụ thuộc vào các chương trình bảo vệ khoảng cách đặc biệt được sử dụng và nhu cầu cần đưa điện swing Chặn
các thiết lập phù hợp được chọn là 80% của kháng tải:
Rlph = 78Q
Rlph = 78Q
R3ph = 78Q
II. 12,8 Trái đất Fault Trở kháng Đạt Cài đặt
Mặc định, các yếu tố bồi thường còn lại như tính toán trong phần 11.12.2 được sử dụng để điều chỉnh các giai đoạn lỗi tầm settin