ГОСТ Р 72197-2025. Национальный стандарт Российской Федерации. Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Релейная защита и автоматика автотрансформаторов (трансформаторов) классом напряжения 330 кВ и выше. Испытания
(утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 09.07.2025 № 720-ст)
Примечание
Документ введен в действие с 01.09.2025.
Утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 9 июля 2025 г. № 720-ст
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ЕДИНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА И ИЗОЛИРОВАННО РАБОТАЮЩИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ (ТРАНСФОРМАТОРОВ) КЛАССОМ НАПРЯЖЕНИЯ 330 кВ И ВЫШЕ
United power system and isolated power systems. Relay protection and automation of autotransformers (transformers) voltage class 330 kV and above. Testing
Дата введения 1 сентября 2025 года
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы» (АО «СО ЕЭС»)
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 016 «Электроэнергетика»
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 9 июля 2025 г. № 720-ст
Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. № 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru)
Введение
Согласно пункту 140 правил [1] для обеспечения надежности и живучести энергосистемы и предотвращения повреждения линий электропередачи и оборудования все линии электропередачи, оборудование объектов электроэнергетики, энергопринимающие установки, входящие в состав энергосистемы, независимо от класса напряжения должны быть оснащены устройствами релейной защиты и автоматики.
Общие требования к оснащению и принципам функционирования устройств релейной защиты и автоматики установлены [2].
Основные функциональные требования к микропроцессорным устройствам релейной защиты и автоматики, реализующим функции релейной защиты определенных видов, установлены серией национальных стандартов Российской Федерации «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Релейная защита и автоматика. Функциональные требования». Настоящий стандарт разработан в развитие вышеуказанных нормативных правовых актов и национальных стандартов и направлен на подтверждение соответствия микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики, содержащих функции релейной защиты и автоматики автотрансформаторов (трансформаторов) классом напряжения 330 кВ и выше, требованиям ГОСТ Р 58983.
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает порядок и методику проведения испытаний микропроцессорных устройств, реализующих функции релейной защиты и автоматики автотрансформаторов (трансформаторов) классом напряжения 330 кВ и выше [далее — устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше], для подтверждения их соответствия функциональным требованиям, предъявляемым ГОСТ Р 58983 за исключением требований к ступенчатым защитам. Испытания ступенчатых защит АТ (Т) 330 кВ и выше на соответствие требованиям ГОСТ Р 58886 выполняются в соответствии с ГОСТ Р 71489.
1.2 Настоящий стандарт не определяет порядок и методику испытаний устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше на соответствие требованиям к работе таких устройств в переходных режимах, сопровождающихся насыщением трансформаторов тока.
1.3 Требования настоящего стандарта предназначены для организаций, осуществляющих деятельность по разработке, изготовлению, созданию, модернизации устройств релейной защиты и автоматики, разработке алгоритмов функционирования устройств релейной защиты и автоматики субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, владеющих на праве собственности или ином законном основании объектами по производству электрической энергии, объектами электросетевого хозяйства и (или) энергопринимающими установками, входящими в состав электроэнергетической системы или присоединяемыми к ней, проектных и научно-исследовательских организаций.
1.4 Требования настоящего стандарта следует учитывать при проведении испытаний устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше для оценки их соответствия функциональным требованиям ГОСТ Р 58983.
1.5 Требования настоящего стандарта распространяются на устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше, планируемые к установке на объектах электроэнергетики, а также на существующие устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше в случаях, указанных в 1.6, последний абзац.
1.6 Требования настоящего стандарта не распространяются (за исключением случаев, указанных в последнем абзаце настоящего пункта) на устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше в том случае, если такие устройства:
- установлены на объектах электроэнергетики до вступления в силу настоящего стандарта;
- подлежат установке на объектах электроэнергетики в соответствии с проектной (рабочей) документацией на создание (модернизацию) устройств релейной защиты и автоматики, согласованной и утвержденной в установленном порядке до вступления в силу настоящего стандарта.
Для указанных устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше выполнение требований настоящего стандарта должно быть обеспечено при их модернизации (в случае технической возможности) посредством установки версии алгоритма функционирования, успешно прошедшей испытания и проверку на соответствие требованиям настоящего стандарта, или при замене устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше.
Примечание — Для целей настоящего пункта под технической возможностью понимается совпадение типа (марки) модернизируемого устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше с типом (маркой) устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше, успешно прошедшего испытания и проверку на соответствие требованиям ГОСТ Р 58983.
1.7 Настоящий стандарт не устанавливает требований к порядку и методике испытаний аналоговых и дискретных входов (выходов), электромагнитной совместимости, изоляции, заявленных условий эксплуатации, к оценке выполнения требований пожарной безопасности, электробезопасности, информационной безопасности, на соответствие иным функциональным требованиям, не установленным ГОСТ Р 58983, а также требований к объемам сервисного обслуживания, объему заводских проверок, оперативному и техническому обслуживанию устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ Р 52735 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ
ГОСТ Р 58601 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Релейная защита и автоматика. Автономные регистраторы аварийных событий. Нормы и требования
ГОСТ Р 58886 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Релейная защита и автоматика. Дистанционная и токовые защиты линий электропередачи и оборудования классом напряжения 330 кВ и выше. Функциональные требования
ГОСТ Р 58983-2020 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Релейная защита и автоматика автотрансформаторов (трансформаторов), шунтирующих реакторов, управляемых шунтирующих реакторов, конденсаторных батарей с высшим классом напряжения 110 кВ и выше. Функциональные требования
ГОСТ Р 71489 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Релейная защита и автоматика. Дистанционная и токовые защиты линий электропередачи и оборудования классом напряжения 330 кВ и выше. Испытания
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины, определения и сокращения
3.1 Термины и определения
В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 58983, а также следующие термины с соответствующими определениями:
3.1.1 номер версии алгоритма функционирования устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше: Индивидуальный цифровой, буквенный или буквенно-цифровой набор (номер), в том числе входящий в состав номера версии программного обеспечения устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше, отличающий указанную версию алгоритма функционирования устройства от других версий и подлежащий изменению при внесении изменений в алгоритм функционирования устройства (включая изменения, вносимые при модификации, иной переработке или адаптации алгоритма функционирования устройства).
3.1.2 номер версии программного обеспечения устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше: Индивидуальный цифровой, буквенный или буквенно-цифровой набор (номер), отличающий данную модификацию программного обеспечения устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше от других версий.
3.1.3 программно-аппаратный комплекс моделирования энергосистем в режиме реального времени; ПАК РВ: Программно-аппаратный комплекс, предназначенный для создания математической модели энергосистемы, расчета параметров электроэнергетического режима энергосистемы при заданных возмущающих воздействиях и обеспечивающий физическое подключение испытываемого (проверяемого) устройства релейной защиты и автоматики к математической модели энергосистемы и получения устройством релейной защиты и автоматики данных о параметрах режима в режиме реального времени.
3.2 Сокращения
В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
ВАХ — вольт-амперная характеристика;
ДЗТ — дифференциальная защита трансформатора;
ДЗО — дифференциальная защита ошиновки;
ИЧМ — интерфейс «человек-машина»;
КИВ — контроль изоляции вводов;
ЛРТ — линейный регулировочный трансформатор;
МТЗ — максимальная токовая защита;
РАС — регистратор аварийных событий;
РЗА — релейная защита и автоматика;
РПН — регулирование напряжения под нагрузкой;
ТЗНП — токовая защита нулевой последовательности;
ТН — измерительный трансформатор напряжения;
ТТ — измерительный трансформатор тока;
ТЧЗН — трансформатор частичного заземления нейтрали;
ЦАП — цифроаналоговый преобразователь;
4 Требования к испытаниям устройств релейной защиты и автоматики автотрансформаторов (трансформаторов) классом напряжения 330 кВ и выше
4.1 Для проверки выполнения функциональных требований к устройствам РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше, установленных ГОСТ Р 58983, следует проводить испытания.
4.2 Результаты испытаний на соответствие функциональным требованиям к устройствам РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше, установленным в ГОСТ Р 58983 (далее — испытания), распространяются на конкретный тип (марку) устройств и на конкретную версию алгоритма функционирования устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше, непосредственно прошедшего проверку выполнения указанных требований, а также на конкретные виды защит АТ (Т) в соответствии с их функциональным назначением [далее — функции защит АТ (Т)], реализованные в устройстве РЗА, в отношении которых проводились испытания.
При изменении версии программного обеспечения устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше, не приводящем к изменению версии алгоритма функционирования устройства, ранее прошедшего испытания, проводить повторные испытания не требуется.
При изменении версии программного обеспечения устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше, приводящем к изменению версии алгоритма функционирования устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше, ранее прошедшего испытания, необходимо проводить повторные испытания.
4.3 Испытания устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше на соответствие требованиям ГОСТ Р 58983 следует проводить с использованием ПАК РВ в соответствии с методикой проведения испытаний микропроцессорных устройств согласно приложению А.
4.4 Для проведения испытаний устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше организация (испытательная лаборатория, испытательный центр), проводящая(ий) испытания (далее — организация, осуществляющая испытания), должна:
- быть оснащена соответствующей производственно-технической базой (техническими средствами), необходимой для проведения испытаний, включая математическую модель энергосистемы, созданную с применением ПАК РВ в составе тестовой схемы с характеристиками, требуемыми для проведения испытаний устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше в соответствии с приложением А;
- обеспечить независимость и достоверность результатов испытаний, в том числе исключить вмешательство работников и иных представителей лица, по инициативе которого проводятся испытания, в ход проведения испытаний, регистрацию проводимых опытов и влияние на их результаты.
4.5 Указанные в 4.4 требования являются минимально необходимыми. В случаях, предусмотренных нормативными правовыми актами, или по решению производителя устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше, собственника или иного законного владельца объекта электроэнергетики, на котором планируется к установке (установлено) устройство РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше, или иного лица, заинтересованного в проведении испытаний (далее — владелец устройства), к организации, осуществляющей испытания, могут предъявляться дополнительные требования, установленные нормативными правовыми актами или владельцем устройства соответственно.
4.6 Испытания устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше следует проводить по программе, разработанной в соответствии с приложением А.
В случае если в устройстве РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше не реализованы некоторые функции защит АТ (Т) 330 кВ и выше в соответствии с требованиями ГОСТ Р 58983, испытания проводятся только для реализованных в устройстве РЗА функций защит.
4.7 Для проведения испытаний владельцем устройства должны быть представлены следующие документы и информация:
- руководство (инструкция) по эксплуатации устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше, включающее техническое описание с обязательным указанием типа (марки), номера версии программного обеспечения и номера версии алгоритма функционирования, схем подключения устройства к ТТ, функционально-логические схемы с описанием алгоритмов работы устройства, а также инструкция по наладке, техническому обслуживанию и эксплуатации устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше;
- номер версии алгоритма функционирования устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше;
- номер версии программного обеспечения устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше;
- перечень функций защит АТ (Т), реализованных в устройстве РЗА, из числа функций, предусмотренных ГОСТ Р 58983;
- методика расчета и выбора параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше;
- параметры настройки и, при необходимости, схемы дополнительной логики, устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше для проведения испытаний, а также обоснование их выбора.
Примечание — При подготовке параметров настройки владельцем устройства необходимо учитывать соответствующие рекомендации по выбору уставок, приведенные в А.5.
4.8 Для проведения испытаний владелец устройства передает организации, осуществляющей испытания, соответствующие устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше и согласовывает схемы их подключения к тестовой модели энергосистемы (к интерфейсным блокам ПАК РВ).
4.9 Результаты испытаний оформляют в виде протокола. Протокол испытаний должен быть подписан всеми участниками испытаний и утвержден уполномоченным должностным лицом организации, осуществляющей испытания.
4.10 Протокол испытаний должен содержать следующую информацию:
- наименование и адрес производителя и владельца (если владелец не является производителем) устройства;
- наименование и адрес организации, проводившей испытания;
- номер и дату протокола испытаний, нумерацию каждой страницы протокола, а также общее количество страниц;
- дату (период) проведения испытаний;
- место проведения испытаний;
- перечень лиц, принявших участие в испытаниях;
- ссылку на требования ГОСТ Р 58983, на соответствие которым проведены испытания;
- программу испытаний;
- описание устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше [тип (марку), вид защищаемого оборудования и перечень реализованных в данном устройстве РЗА функций защит АТ (Т) 330 кВ и выше, испытание которых проводилось, номинальные параметры, номер версии программного обеспечения и номер версии алгоритма функционирования устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше, структурную схему алгоритма функционирования и ее описание с учетом внесенных при испытаниях изменений];
- описание тестовой модели энергосистемы, на которой проводились испытания;
- параметры ПАК РВ (тип, модель, заводской номер);
- параметры настройки (уставки) устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше схемы дополнительной логики (при необходимости) с обоснованием их выбора, представленные владельцем устройства;
- скорректированные параметры настройки устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше, при которых проводились испытания (в случае если такие параметры были изменены по сравнению с первоначально выбранными параметрами настройки), с приложением обоснования корректировки;
- протокол документальной проверки устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше;
- результаты проведенных функциональных испытаний устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше на тестовой модели энергосистемы, содержащие материалы [осциллограммы, отражающие все входные и выходные аналоговые и дискретные сигналы, подаваемые в устройство и принимаемые от устройства, а также информацию о внутренних вычисляемых переменных и сигналах, журналы срабатываний испытываемых(ого) устройств(а) РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше, данные автономного РАС или встроенных средств осциллографирования и регистрации аварийных событий ПАК РВ (далее — РАС ПАК РВ) и т.п.], достаточные для оценки правильности функционирования испытываемых(ого) устройств(а) РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше в каждом из проведенных опытов;
- оценку правильности функционирования устройств(а) РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше в каждом из проведенных опытов и выводы о соответствии или несоответствии проверяемых параметров, характеристик устройств(а) требованиям ГОСТ Р 58983, в том числе отдельно по каждому проверяемому параметру, характеристике.
4.11 В протоколе испытаний не допускается помещать рекомендации и советы по устранению недостатков или совершенствованию испытанного устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше и (или) алгоритма его функционирования.
Содержащиеся в протоколе испытаний выводы о соответствии или несоответствии проверяемых параметров устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше требованиям ГОСТ Р 58983 должны носить безусловный, констатирующий характер. Не допускается включение в протокол испытаний выводов о соответствии параметров испытанного устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше и (или) алгоритма его функционирования требованиям ГОСТ Р 58983 в сослагательном наклонении или при условии реализации определенных мер.
4.12 Устройство РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше считается успешно прошедшим испытания, если по результатам оценки правильности функционирования данного устройства в каждом из проведенных опытов сделан вывод о соответствии всех проверяемых параметров, характеристик устройства требованиям ГОСТ Р 58983.
4.13 Информация о результатах испытаний с указанием типа устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше, перечня реализованных в устройстве РЗА функций защит АТ (Т), прошедших испытания, номеров версий программного обеспечения и алгоритмов функционирования, в отношении которых проводились испытания (далее — информация о результатах испытаний), и приложением копии протокола испытаний должна быть направлена владельцем устройства (уполномоченным им лицом) субъекту оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.
Информация о результатах испытаний (протокол испытаний) должна храниться у владельца устройства.
В случае если испытания проводились по инициативе производителя устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше, информация о результатах испытаний (протокол испытаний) должна предоставляться им субъектам электроэнергетики и потребителям электрической энергии, владеющим на праве собственности или ином законном основании объектами по производству электрической энергии, объектами электросетевого хозяйства и (или) энергопринимающими установками, входящими в состав электроэнергетической системы или присоединяемыми к ней, при проведении закупочных процедур для подтверждения соответствия устройств требованиям настоящего стандарта.
4.14 Информация о результатах испытаний, полученная субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в соответствии с 4.13, должна систематизироваться и размещаться на официальном сайте субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике или ином общедоступном ресурсе в сети Интернет.
МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ИСПЫТАНИЙ МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ (ТРАНСФОРМАТОРОВ) КЛАССОМ НАПРЯЖЕНИЯ 330 КВ И ВЫШЕ НА СООТВЕТСТВИЕ ТРЕБОВАНИЯМ ГОСТ Р 58983
Методику следует применять при проведении испытаний устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше для проверки на соответствие требованиям ГОСТ Р 58983.
А.2 Этапы подготовки и проведения испытаний устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше
А.2.1 Испытания устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше должны проводиться с использованием ПАК РВ.
А.2.2 Испытания должны содержать следующие этапы:
- сборку тестовой модели энергосистемы;
- установку в устройствах РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше предоставленных владельцем устройства параметров настройки для тестовой модели энергосистемы;
- подключение устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше к ПАК РВ, а также при необходимости к автономному РАС;
- проведение испытаний устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше в соответствии с программой испытаний с регистрацией всех опытов;
- анализ результатов испытаний;
- подготовку протокола испытаний с заключением.
А.3 Сборка тестовой модели энергосистемы
А.3.1 Тестовая модель энергосистемы для проведения испытаний устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше должна быть собрана в соответствии со схемой, приведенной на рисунке А.1 (далее под нормальной схемой тестовой модели понимается схема, изображенная на рисунке А.1).
Рисунок А.1 — Тестовая модель энергосистемы для испытания устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше
А.3.2 Точки КЗ, необходимые для проведения испытаний устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше, изображенные на рисунке А.1, моделируются с учетом следующего:
- точка К1 — на выводах ВН АТ1;
- точка К2 — на выводах СН АТ1;
- точка К3 — на выводах НН АТ1;
- точка К4 — на шинах ВН;
- точка К5 — на шинах СН;
- точка К5* — на ошиновке СН АТ1;
- точка К6 — на шинах 10 кВ;
- точка К7 — на ошиновке ВН АТ1;
- точка К16 — на выводах токоограничивающего реактора НН АТ1.
Уточнение расположения точек КЗ на выводах АТ изображено на рисунке А.2.
Рисунок А.2 — Уточнение расположения точек КЗ внутри АТ
А.3.3 Все ТН, используемые на схемах, моделируются идеальными (масштабными) преобразователями.
А.3.4 Моделируется нелинейность характеристик магнитопровода АТ1 в соответствии с рисунком А.3. При этом в ходе опытов остаточная магнитная индукция магнитопровода АТ1 (если иное не оговорено в условиях выполнения опыта) принимается равной нулю.
Uном — номинальное напряжение АТ; Uпрг — напряжение в точке перегиба ВАХ; xнам — сопротивление ветви намагничивания АТ при насыщении магнитопровода; Iхх.ном — номинальное значение тока холостого хода АТ; Iнам — ток намагничивания АТ
А.3.5 Параметры элементов тестовой модели энергосистемы должны соответствовать параметрам, приведенным в таблице А.1.
Параметры элементов испытательной модели
| Параметр | Значение |
| Параметры энергосистемы ЭС1 | |
| Напряжение, кВ | 750 — 0° |
| Сопротивление прямой последовательности, Ом | 0,23 + 14,45j |
| Сопротивление нулевой последовательности, Ом | 0,253 + 15,9j |
| Параметры энергосистемы ЭС2 | |
| Напряжение, кВ | 750 — 0° |
| Сопротивление прямой последовательности, Ом | 0,256 + 16,06j |
| Сопротивление нулевой последовательности, Ом | 0,23 + 14,45j |
| Параметры энергосистем ЭС3, ЭС4 | |
| Напряжение, кВ | 342 — 21,09° |
| Сопротивление прямой последовательности, Ом | 0,243 + 7,63j |
| Сопротивление нулевой последовательности, Ом | 0,292 + 9,15j |
| Параметры линии электропередачи Л1 | |
| Удельное сопротивление прямой последовательности, Ом/км | 0,015 + 0,286j |
| Удельное сопротивление нулевой последовательности, Ом/км | 0,145 + 0,858j |
| Емкостная проводимость прямой последовательности, мкСм/км | 4,13 |
| Емкостная проводимость нулевой последовательности, мкСм/км | 2,48 |
| Протяженность линии, км | 120 |
| Параметры линии электропередачи Л2 | |
| Удельное сопротивление прямой последовательности, Ом/км | 0,015 + 0,286j |
| Удельное сопротивление нулевой последовательности, Ом/км | 0,145 + 0,858j |
| Емкостная проводимость прямой последовательности, мкСм/км | 4,13 |
| Емкостная проводимость нулевой последовательности, мкСм/км | 2,48 |
| Протяженность линии, км | 150 |
| Параметры линий электропередачи Л3, Л4 | |
| Удельное сопротивление прямой последовательности, Ом/км | 0,03 + 0,32j |
| Удельное сопротивление нулевой последовательности, Ом/км | 0,18 + 1,12j |
| Емкостная проводимость прямой последовательности, мкСм/км | 3,5 |
| Емкостная проводимость нулевой последовательности, мкСм/км | 2,1 |
| Протяженность линии, км | 80 |
| Параметры автотрансформаторов АТ1, АТ2 | |
| Марка | АОДЦТН-330000/750/330 |
| Номинальная мощность обмоток ВН/СН/НН, МВА | 3·(330/330/120) |
| Напряжение ВН/СН/НН (линейное), кВ | 750/330/10,5 |
| Схема и группа соединения обмоток трансформатора | Y_{0}/\Delta - 0 - 11 |
| Напряжение КЗ ВН-СН, % | 10 |
| Напряжение КЗ ВН-НН, % | 28 |
| Напряжение КЗ СН-НН, % | 17 |
| Потери КЗ ВН-СН, кВт (на фазу) | 580 |
| Потери КЗ ВН-НН, кВт (на фазу) | 255 |
| Потери КЗ СН-НН, кВт (на фазу) | 235 |
| Потери холостого хода (на фазу), кВт | 217 |
| Ток холостого хода, % | 0,35 |
| Индуктивное сопротивление сердечника при насыщении, о.е. | 0,2 |
| Масштабный коэффициент измерительных входов КИВ ВН | 750 кВ/0,3 А |
| Параметры токоограничивающего реактора Р1 в цепи НН АТ1 | |
| Марка | РБДГ-10-4000-0,105 |
| Номинальное напряжение, кВ | 10 |
| Номинальные потери на фазу, кВт | 18,5 |
| Активное сопротивление, Ом | 0,001 |
| Индуктивное сопротивление, Ом | 0,105 |
| Параметры шунтирующих реакторов, ШР1, ШР2 | |
| Номинальная мощность, МВА | 3·110 |
| Номинальное напряжение (линейное), кВ | 787 |
| Потери КЗ (на фазу), кВт | 350 |
| Параметры компенсационного реактора | |
| Номинальное напряжение, кВ | 35 |
| Индуктивное сопротивление, Ом | 150 |
| Выключатели В1 — В19 | |
| Сопротивление при включенном состоянии, Ом | 0,001 (или принять равным минимальному значению, устанавливаемому в комплексе моделирования) |
| Время отключения выключателя, мс | 60 |
| Параметры нагрузки Н1, Н2 | |
| Мощность, потребляемая нагрузкой, МВА | 50 + 16j |
| Параметры модели ТТ ВН | |
| Коэффициент трансформации | 2000/1 |
| Сопротивление вторичной обмотки постоянному току, Ом | 5 |
| Сопротивление нагрузки вторичной обмотки постоянному току, Ом <1> | 2 |
| Напряжение насыщения, В | 1445 |
| ВАХ U, В — I, А | 0 — 0 361 — 0,015 723 — 0,031 1084 — 0,048 1156 — 0,053 1253 — 0,072 1333 — 0,152 1373 — 0,289 1431 — 0,636 1445 — 0,723 |
| Параметры модели ТТ СН | |
| Коэффициент трансформации | 4000/1 |
| Сопротивление вторичной обмотки постоянному току, Ом | 0,7 |
| Сопротивление нагрузки вторичной обмотки постоянному току, Ом <1> | 2 |
| Напряжение насыщения, В | 597 |
| ВАХ U, В — I, А | 0 — 0 149 — 0,0059 299 — 0,0123 448 — 0,0191 478 — 0,0209 518 — 0,0287 551 — 0,1433 567 — 0,2866 591 — 0,5732 597 — 0,8597 |
| Параметры модели ТТ НН | |
| Коэффициент трансформации | 8000/1 |
| Сопротивление вторичной обмотки постоянному току, Ом | 5,5 |
| Сопротивление нагрузки вторичной обмотки постоянному току, Ом <1> | 2 |
| Напряжение насыщения, В | 845 |
| ВАХ U, В — I, А | 0 — 0 211 — 0,0001 423 — 0,0003 634 — 0,0005 676 — 0,0005 733 — 0,0007 779 — 0,0035 803 — 0,0070 836 — 0,0140 845 — 0,0210 |
| Параметры модели ТН | |
| Коэффициент трансформации Ктн (моделируется идеальным ТН) | 10 кВ/100 В |
| Параметры ТЧЗН | |
| Активное сопротивление шунта заземления, Ом | 100 Ом |
| Номинальная мощность, кВА | 63 |
| Номинальное напряжение, кВ | 10/0,4 |
| Схема и группа соединений | Y/\Delta - 11 |
| <1> Для ТТ нагрузка вторичной обмотки указана при трехфазном КЗ. | |
А.3.6 Токи КЗ для параметров тестовой схемы модели энергосистемы в соответствии с данными таблицы А.1 должны соответствовать значениям, приведенным в таблице А.2.
Значения токов, протекающих через ТТ при КЗ
А.3.7 Параметры рабочего режима тестовой модели должны соответствовать значениям, приведенным в таблице А.3.
А.4 Подключение устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше к ПАК РВ. Требования к испытательному оборудованию и структура испытательной установки
А.4.1 Испытательная установка для проверки устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше должна быть собрана в соответствии со структурной схемой, приведенной на рисунке А.4. Она должна содержать ПАК РВ, испытуемые устройства РЗА АТ (Т) классом напряжения 330 кВ и выше, а также в случае, если РАС ПАК РВ отсутствует или его характеристики недостаточны для оценки правильности функционирования испытываемых устройств, — автономный РАС.
Рисунок А.4 — Структурная схема испытательной установки
А.4.2 Дискретные выходы испытуемого устройства, сконфигурированные на отключение соответствующих выключателей, подключаются к модели выключателя через интерфейс ПАК РВ. В ПАК РВ загружается схема моделируемой сети.
Подаваемые на испытуемый терминал токи и напряжения, сигналы срабатывания функций защиты, а также положение выключателей, фиксируются автономным РАС или РАС ПАК РВ в формате COMTRADE (см. [3]). Дополнительно встроенным осциллографом испытуемого терминала должны записываться входные токи и напряжения, а также другие аналоговые и дискретные сигналы в объеме, необходимом для анализа работы проверяемой функции.
Пуск встроенного осциллографа должен осуществляться по факту срабатывания пусковых органов защиты. В тех случаях, когда срабатывание пусковых органов не происходит, пуск осциллографа допускается производить принудительно, например, от дополнительной функции максимальной токовой защиты с уставкой ниже подаваемого на терминал тока или от внешнего сигнала.
Для всех опытов необходимо измерять время срабатывания проверяемой функции. Время срабатывания проверяемой функции (с учетом времени срабатывания выходного реле устройства) и факт срабатывания/несрабатывания функции заносятся в протокол.
А.4.3 Общие требования к испытательной установке
А.4.3.1 Испытания проводятся с использованием ПАК РВ.
А.4.3.2 ПАК РВ должен обеспечивать возможность изменения схемы и параметров режима тестовой модели, а также возможность варьирования места, вида, момента (фазы) возникновения, длительности повреждения и переходного сопротивления в месте КЗ.
А.4.3.3 ПАК РВ должен обеспечивать моделирование действия устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше на отключение соответствующих выключателей в математической модели сети.
А.4.3.4 Должна быть обеспечена возможность измерения времени срабатывания устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше на отключение с учетом времени работы выходных реле.
А.4.3.5 Должен быть предусмотрен гальванически развязанный источник питания оперативного постоянного тока.
А.4.4 Требования к характеристикам ПАК РВ
А.4.4.1 Количество каналов тока — не менее 15.
А.4.4.2 Максимальное значение тока (в течение не менее 10 с) — не менее 30 А на каждый канал для испытаний устройств с номинальным током 1 А, не менее 150 А на каждый канал для испытаний устройств с номинальным током 5 А.
А.4.4.3 Погрешность воспроизведения тока — не более 0,2% в диапазоне от 0,5 до 30,0 А (от 2,5 до 150,0 А).
А.4.4.4 Угловая погрешность сигналов тока — не более 0,2°.
А.4.4.5 Количество каналов напряжения — не менее шести.
А.4.4.6 Максимальное длительное значение выходного сигнала линейного напряжения длительно — не менее 200 В.
А.4.4.7 Погрешность воспроизведения напряжения — не более 0,2% в диапазоне от 5,0 до 200,0 В.
А.4.4.8 Угловая погрешность сигналов напряжения — не более 0,2°.
А.4.4.9 Минимальный диапазон частот выходных аналоговых сигналов тока и напряжения: 0 — 2000 Гц.
А.4.4.10 Количество дискретных входов для приема сигналов срабатывания защит — не менее 12.
А.4.4.11 Точность регистрации сигналов срабатывания защит — не более 1 мс.
А.4.4.12 Количество выходов для формирования управляющих сигналов на испытуемые устройства РЗА — не менее 12.
А.4.4.13 Точность формирования дискретных сигналов — не более 1 мс.
А.4.4.14 Автономный РАС или РАС ПАК РВ должен обеспечивать:
а) осциллографирование и регистрацию:
- всех токов и напряжений, подаваемых на испытуемые устройства РЗА;
- выходных сигналов испытательной установки;
- входных и выходных дискретных сигналов испытуемых устройств РЗА: пуск и срабатывание испытуемой функции, сигналы отключения, сигналы неисправности;
б) выставление следующих уставок:
- максимальная длительность регистрации одного события — 10,0 с;
- длительность регистрации доаварийного режима — 0,5 с;
- длительность регистрации послеаварийного режима — 0,5 с.
Испытания устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше необходимо проводить в два этапа:
Испытуемое устройство РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше должно подключаться к тестовой модели энергосистемы (см. рисунок А.1), при этом распределение проверяемых защитных функций по ТТ и ТН должно быть выполнено в соответствии с рисунком А.5 (расположение точек КЗ К1 — К3 приведено на рисунке А.2). Аналоговые входы КИВ дополнительно подключаются к масштабному преобразователю сторон ВН (С1).
1 Особенности подключения ТТ3, ТТ4 см. на рисунке А.2.
2 Необходимость моделирования и подключения обмотки разомкнутого треугольника ТН3 к устройству РЗА определяется алгоритмом реализации контроля исправности цепей переменного напряжения, реализованного в проверяемом устройстве.
КЦН — контроль цепей напряжения; ОЗЗ — однофазное замыкание на землю
Рисунок А.5 — Распределение защитных функций АТ по трансформаторам тока и напряжения
А.5.1.1 Для испытуемых устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше организацией, проводящей испытания, должно осуществляться рассмотрение технической документации производителя устройства РЗА в целях первичной оценки соответствия устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше требованиям, изложенным в ГОСТ Р 58983. Программа документальной проверки приведена в таблице А.4.
Программа документальной проверки
| Вид проверки | Описание проверки | Ожидаемый результат проверки | Проверяемое требование по ГОСТ Р 58983-2020 |
| 1 Проверка наличия и состава технической документации: | |||
| 1.1 Проверка наличия и состава документации на соответствие требованиям ГОСТ Р 58983 | Документация предоставлена на русском языке. Наличие в соответствии с ГОСТ Р 58983 | Раздел 10 | |
| 2 Проверка требований к аппаратной части и наличию сервисных функций: | |||
| 2.1 Проверка функции самодиагностики устройства | Проверить по технической документации производителя наличие функции автоматической самодиагностики исправности программно-аппаратных средств с сигнализацией о неисправности и блокировкой устройства защиты при обнаружении нарушения целостности исполняемой программы или данных | Наличие требуемого функционала | 4.2 е) |
| 2.2 Проверка функции синхронизации времени | Проверить по технической документации производителя наличие функции синхронизации времени с внешним источником единого точного времени по протоколам синхронизации, обеспечивающим точность синхронизации не более 1 мс | Наличие требуемого функционала | 4.2 д) |
| 2.3 Передача информации о функционировании устройства в автоматизированную систему управления технологическими процессами и автономные РАС и процессов | Проверить по технической документации производителя наличие возможности передачи информации о функционировании устройства в автоматизированную систему управления технологическими процессами и автономные РАС и процессов | Наличие требуемого функционала | 4.2 ж) |
| 3 Общефункциональные проверки устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше: | |||
| 3.1 Проверка наличия не менее четырех групп уставок и возможности ввода уставок в первичных/вторичных величинах | Проверить по технической документации производителя наличие возможности использования не менее четырех групп уставок с возможностью оперативного переключения и возможности ввода значения уставок в первичных и вторичных величинах (за исключением параметров настройки, которые по своему принципу действия невозможно задать в первичных величинах) | Наличие требуемого функционала | 4.2 к), л) |
| 3.2 Проверка наличия программируемой логики | Проверить по технической документации производителя наличие программируемой логики, в том числе возможность назначения внешних и внутренних логических (дискретных) сигналов устройства на дискретные входы, выходные реле, сигнализацию | Наличие требуемого функционала | 4.2 н) |
| 4 Общефункциональные проверки защит АТ: | |||
| 4.1 Проверка требований к ДЗТ | Проверить по технической документации производителя наличие следующего функционала ДЗТ. 4.1.1 Отдельное подключение к каждой используемой группе ТТ. 4.1.2 Учет группы соединения, схемы включения, коэффициентов трансформации ТТ. 4.1.3 Наличие чувствительного органа и дифференциальной отсечки. 4.1.4 Возможность регулирования уставок по току срабатывания дифференциальной отсечки, по начальному току срабатывания чувствительного органа ДЗТ, по соотношению токов пятой и основной гармоник дифференциального тока блокировки или торможения от перевозбуждения | Наличие требуемого функционала | 4.2 м), раздел 5 а) |
| 4.2 Проверка требований к возможности приема внешних сигналов от газовых защит и устройств технологической автоматики | Проверить по технической документации производителя наличие следующего функционала устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше. 4.2.1 Прием сигналов от двух ступеней газовой защиты АТ (Т) с возможностью перевода действия отключающих ступеней газовых защит на сигнал и сигнальных ступеней на отключение. 4.2.2 Прием сигналов от газовой защиты РПН с действием на отключение АТ (Т). 4.2.3 Прием сигналов от двух ступеней газовой защиты линейного регулировочного трансформатора (при его наличии) с возможностью перевода действия отключающих ступеней газовых защит на сигнал и сигнальных ступеней на отключение. 4.2.4 Прием сигналов от газовой защиты РПН линейного регулировочного трансформатора (при его наличии) с действием на отключение АТ (Т). 4.2.5 Возможность приема внешних сигналов от устройств технологической автоматики. 4.2.6 Прием внешних сигналов от устройств контроля изоляции цепей оперативного тока газовой защиты и технологических защит, действующих на отключение АТ (Т) | Наличие требуемого функционала | Раздел 5 б) - е), р) |
| 4.3 Проверка требований к ДЗО НН | Проверить по технической документации производителя наличие следующего функционала ДЗО НН. 4.3.1 Отдельное подключение к каждой используемой группе ТТ. 4.3.2 Возможность регулирования уставок по начальному току срабатывания чувствительного дифференциального органа; по начальному току срабатывания дифференциальной отсечки | Наличие требуемого функционала | 4.2 м), раздел 5 и) |
| 4.4 Проверка функции ненаправленной максимальной токовой защиты от междуфазных КЗ на стороне НН АТ (Т) | Проверить по технической документации производителя наличие функции ненаправленной максимальной токовой защиты от междуфазных КЗ на стороне НН АТ (Т) с возможностью пуска по напряжению, обеспечивающей возможность регулирования уставок по току, напряжению и времени срабатывания | Наличие требуемого функционала | Раздел 5 ж) |
| 4.5 Проверка функции сигнализации однофазных замыканий на землю на стороне НН АТ (Т) | Проверить по технической документации производителя наличие функции сигнализации однофазных замыканий на землю на стороне НН АТ (Т) с контролем напряжения нулевой последовательности при работе обмотки НН с изолированной нейтралью с возможностью регулирования уставок по напряжению и времени | Наличие требуемого функционала | Раздел 5 к) |
| 4.6 Проверка функции токовой защиты нулевой последовательности для защиты от однофазных КЗ на стороне НН | Проверить по технической документации производителя наличие функции токовой защиты нулевой последовательности для защиты от однофазных КЗ на стороне НН с возможностью регулирования уставок по току и времени (для электрических сетей с низкоомным резистивным заземлением нейтрали на стороне НН АТ (Т) | Наличие требуемого функционала | Раздел 5 л) |
| 4.7 Проверка функции защиты от перегрузки по току на сторонах ВН, СН, НН АТ (Т) и в общей обмотке АТ | Проверить по технической документации производителя наличие функции защиты от перегрузки по току на сторонах ВН, СН, НН АТ (Т) и в общей обмотке АТ с возможностью регулирования уставок по току и времени | Наличие требуемого функционала | Раздел 5 м) |
| 4.8 Проверка требований к КИВ для АТ (Т) 330 кВ и выше | Проверить по технической документации производителя наличие следующего функционала КИВ. 4.8.1 Прием аналоговых сигналов через согласующие трансформаторы/иные устройства от измерительных выводов/вводов каждой фазы. 4.8.2 Выполнение двух ступеней КИВ (сигнальной и отключающей) | Наличие требуемого функционала | 6.2 |
А.5.1.2 Результат документальной проверки соответствия устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше по технической документации должен быть приведен в протоколе документальной проверки устройства РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше, являющемся приложением к протоколу испытаний.
А.5.1.3 При оценке результатов проверок по позициям 2 - 4 таблицы А.4 в случае подтверждения соответствия требованиям ГОСТ Р 58983 необходимо указывать пункты (разделы) рассмотренной технической документации на устройство РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше, из содержания которых это соответствие подтверждается.
А.5.2 Функциональные испытания на тестовой модели энергосистемы
А.5.2.1 При испытаниях защита должна действовать на отключение трех фаз при всех видах КЗ (если иное не оговорено в условиях проведения конкретной проверки). Для корректного проведения испытаний не используемые в опытах функции РЗА проверяемого устройства должны быть выведены из работы.
В опытах, где условия срабатывания выполняются более чем для одной функции при КЗ, должно учитываться возможное несрабатывание одних функций из-за более быстрого срабатывания других функций, в связи с чем может потребоваться повторное проведение данных опытов с выводом из работы ряда функций для проверки срабатывания других функций, что должно быть отражено в протоколе испытаний.
А.5.2.2 В устройстве РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше должны быть заданы параметры настройки и алгоритмы функционирования для всех проверяемых функций и ступеней. При этом:
- в защитных функциях должна быть введена компенсация токов нулевой последовательности с учетом указаний производителя и схемы включения трансформатора тока ТТ3, указанной на рисунке А.2;
- все проверяемые защитные функции должны быть введены за исключением ТЗНП НН (вводится по отдельным указаниям таблицы А.7);
- в используемой при испытаниях логике (конфигурации) проверяемой функции должны быть задействованы предусмотренные производителем органы и цепи, обеспечивающие правильность ее работы во всех режимах (органы блокировки при внешних КЗ, контроль напряжения, логика опробования, очувствления, защита «мертвой зоны» и т.п.), если иное не оговорено в условиях проведения конкретной проверки;
- уставки пуска по току автоматики охлаждения и защиты от перегрузки задаются равными номинальным токам соответствующих обмоток.
А.5.2.3 Параметры настройки внутренней функции регистрации аналоговых сигналов и дискретных событий (осциллограмм) устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше задаются следующими:
- максимальная длительность регистрации одного события — 10,0 с;
- длительность регистрации доаварийного режима — 0,5 с;
- длительность регистрации послеаварийного режима — 0,5 с.
А.5.2.4 При проведении испытаний:
а) момент возникновения КЗ должен выбираться следующим образом:
-
для однофазных КЗ — переход через «0» напряжения поврежденной фазы;
-
для многофазных КЗ — переход через «0» напряжения одной из поврежденных фаз (например, для двухфазного КЗ «AB» — фазы «A»);
б) все КЗ моделируются металлическими (без переходных сопротивлений), если в описании опыта не указано иное;
в) при описании режимов работы тестовой модели энергосистемы положение коммутационных аппаратов принимается в соответствии с рисунком А.1, если иное не указано в описании опыта.
А.5.2.5 Программа испытаний на тестовой модели энергосистемы устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше приведена в таблице А.7.
А.5.2.6 При испытании защитных функций устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше по первой позиции таблицы А.7 точки КЗ моделируются в соответствии с указаниями таблицы А.5. При этом требования к срабатыванию защитных функций изложены в таблице А.6.
Требования к моделированию точек КЗ в зависимости от состава испытуемых защитных функций
| Место КЗ | Защита | ||
| ДЗТ | ДЗО НН | МТЗ НН | |
| К1 | Да | Нет | Нет |
| К2 | Да | Нет | Нет |
| К3 | Да | Нет | Нет |
| К4 | Да | Нет | Нет |
| К5* | Да* | Нет | Нет |
| К5 | Да | Нет | Нет |
| К6 | Да | Да | Да |
| К7 | Да* | Нет | Нет |
| К16 | Нет | Да | Нет |
| Примечание — «Да» — обязательно моделируем; «Да*» — обязательно моделируем в опыте 4.2 таблицы А.7; «Нет» — допускается не моделировать. | |||
| Таблица А.6 | |||
Требования к срабатыванию защитных функций в зависимости от места КЗ
| Место КЗ | Защита | ||
| ДЗТ | ДЗО НН | МТЗ НН | |
| К1 | + | - | - |
| К2 | + | - | - |
| К3 | + | - | - |
| К4 | - | - | - |
| К5* | - | - | - |
| К5 | - | - | - |
| К6 | - | - | + |
| К7 | - | - | - |
| К16 | - | + | + |
| Примечание — «+» — должна срабатывать; «-» — не должна срабатывать. | |||
А.5.2.7 При испытаниях ДЗТ отдельно контролируется срабатывание чувствительного органа и дифференциальной отсечки.
А.5.2.8 При проведении испытаний доаварийный режим моделируется в течение не менее 0,5 с. Длительность моделирования аварийного режима устанавливается не менее времени срабатывания всех защит, срабатывание/несрабатывание которых проверяется, включая защиты с выдержками времени.
Программа испытаний устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше на тестовой модели энергосистемы
| Номер опыта | Вид проверки | Описание проверки | Проверяемое требование по ГОСТ Р 58983-2020 | Ожидаемый результат |
| Комплексная проверка защитных функций устройств РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше | ||||
| 1 | Проверка срабатывания при всех видах КЗ, в том числе при постановке АТ под напряжение | 1.1 Проверка срабатывания соответствующих защит при КЗ Схема сети: нормальная. Режим: рабочий режим 1. Выведено действие на отключение выключателей всех защитных функций. Моделируются КЗ в точках К1, К2, К3, К4, К5, К6, К16 с учетом указаний таблицы А.5. Виды КЗ: К(3), К(2), К(1,1), К(1) (К(1,1), К(1) для точек К3, К6, К16 не моделируются) <1> | 4.1 а), д), раздел 5 а), ж), и) | Срабатывание защитных функций в соответствии с указаниями таблицы А.6 |
| 1.2 Включение АТ на КЗ на выводах АТ Схема сети: ремонтная — АТ1 отключен со всех сторон (отключены выключатели В2, В3, В10, В7). Режим: рабочий режим 2. Выведено действие на отключение выключателей всех защитных функций. Включение выключателя В2 на КЗ в точке К1 (К2, К3, К16) на 2,0 с. Угол включения фазы A АТ: 0°. Виды КЗ: К(3), К(2), К(1,1), К(1) (К(1,1), К(1) для точек К3, К16 не моделируются) | Срабатывание защитных функций в соответствии с указаниями таблицы А.6 | |||
| 2 | Проверка действия защит на отключение соответствующих выключателей | Повторить опыт 1 по позиции 1.1 с введенным действием защит на отключение выключателей | 4.1 а), д), раздел 5 а), ж), и), с) | Действие защит на отключение выключателей в соответствии с заложенной логикой. При срабатывании защит на отключение АТ со всех сторон отдельно контролируется формирование сигнала отсутствия напряжения на АТ. При срабатывании ДЗТ отдельно контролируется наличие сигнала пуска автоматики пожаротушения соответствующих фаз |
| 3 | Проверка функционирования защиты при броске намагничивающего тока АТ | 3.1 Бросок тока намагничивания без КЗ Схема сети: отключены выключатели В2, В3, В7, В10; включен выключатель В17. Режим: отключена нагрузка Н1 (отключен В16). Устанавливается остаточная магнитная индукция магнитопровода АТ, равная 0,35 о.е. (относительно значения в точке перегиба характеристики). Включение выключателя В2 (сопровождается броском тока намагничивания). Угол включения фазы «A»: 0°. Фазы В2 включаются поочередно («A», «B», «C») с интервалом 20 мс. Через 1 с — включение В7 | 4.1 а), г) | Отсутствие действия защит на отключение. Проконтролировать блокировку при броске тока намагничивания тех защитных функций, блокировка которых предусматривается в соответствии с алгоритмами функционирования и заданными параметрами настройки |
| 3.2 КЗ на фоне броска тока намагничивания Схема сети: отключены выключатели В2, В3, В7, В10; включен выключатель В17. Режим: отключена нагрузка Н1 (отключен В16). Устанавливается остаточная магнитная индукция магнитопровода АТ, равная 0,35 о.е. (относительно значения в точке перегиба характеристики). Включение выключателя В2 (сопровождается броском тока намагничивания). Через 50 мс — возникновение КЗ в точках К1, К2, К3, К4, К5*, К6, К7, К16 с учетом указаний таблицы А.5. Виды КЗ: \text{К}_{(\text{В}0)}^{1} , \text{К}_{(\text{ВС}0)}^{1,1} , \text{К}_{(\text{ВС})}^{2} . (К(1,1), К(1) для точек К3, К6, К16 не моделируются). Угол включения фазы A: 0°. Бросок тока намагничивания и КЗ моделируются в разных фазах | Действие защит на отключение после возникновения КЗ в соответствии с указаниями таблицы А.6 | |||
| 4 | Проверка работы устройства при изменении частоты сети от 45 до 55 Гц | Повторить при частотах 45 и 55 Гц опыт по позиции 1.1 для следующих видов КЗ: Виды КЗ: К(3), \text{К}_{(A\text{В})}^{2} , \text{К}_{(\text{ВС}0)}^{1,1} , \text{К}_{(A)0}^{1} | 4.1 б) | Реакция защит, аналогичная проверкам при 50 Гц |
| 5 | Проверка компенсации тока нулевой последовательности (опыт проводится для ДЗТ, МТЗ НН и ДЗО НН) | Схема сети: нормальная. Режим: рабочий режим 1. Действие защит переведено на сигнал. Возникновение К(1) в точке К7. Опыт проводится с поочередно введенными и выведенными функциями компенсации тока нулевой последовательности. На время проверки компенсации тока нулевой последовательности ДЗТ указанная защитная функция переподключается с ТТ3 на ТТ4 с учетом указаний рисунка А.2 | Раздел 5 а), ж), и) | Отсутствие излишней работы устройств РЗА при введенной функции компенсации тока нулевой последовательности с учетом рекомендаций производителя |
| 6 | Проверка срабатывания устройства при переходе внешнего КЗ во внутреннее КЗ (проверка проводится только для ДЗТ, ДЗО НН) | Схема сети: ремонтная — отключены выключатели В4, В6, В14. Режим: рабочий режим 8. Возникновение внешнего КЗ вида \text{К}_{(A)0}^{1} (для точки К7) и \text{К}_{(AC)}^{2} (для точки К6) с последующим переходом через 30 мс во внутреннее КЗ в следующих точках: для ДЗТ: К7 \rightarrow поочередно К1, К2, К3; для ДЗО НН: \text{К}6 \rightarrow \text{К}16 . Виды внутренних КЗ: К(3), \text{К}_{(BC)}^{2} , \text{К}_{(\text{ВС}0)}^{1,1} , \text{К}_{(\text{В}0)}^{1} ( \text{К}_{(\text{ВС}0)}^{1,1} , \text{К}_{(\text{В}0)}^{1} не моделируются для точек К3, К16) | 4.1 а), г), раздел 5 а), и) | Отсутствие срабатывания при КЗ вне зоны. Срабатывание при переходе КЗ во внутреннее |
| Проверка ДЗТ | ||||
| 7 | Наличие алгоритма торможения чувствительного органа ДЗТ | Снятие тормозной характеристики срабатывания ДЗТ В соответствии с рекомендациями производителя снять тормозную характеристику и сопоставить ее с выставленными параметрами настройки | Раздел 5 а) | Соответствие параметров тормозной характеристики информации, приведенной в руководстве по эксплуатации и выставленным параметрам настройки |
| 8 | Блокировка или торможение от перевозбуждения | 8.1 Проверка отсутствия срабатывания ДЗТ в условиях перевозбуждения Схема сети: АТ1 включен только со стороны ВН. Отключены выключатели В7 и В10. Режим: рабочий режим 4. Блокировка ДЗТ по второй гармонике выводится из действия. Моделируется увеличение напряжения на шинах ВН АТ скачком до 1,5*Uном. При необходимости осуществляются уставки ДЗТ таким образом, чтобы небаланс токов плеч, вызванных перевозбуждением, превышал величину уставки (без учета торможения от перевозбуждения при его наличии) | Раздел 5 а) | Увеличение тока пятой гармоники в фазном токе. Отсутствие ложного срабатывания устройства при возникновении перевозбуждения. Работа блокировки или торможения от перевозбуждения в соответствии с заложенной производителем логикой |
| 9 | Проверка времени срабатывания чувствительного органа устройства ДЗТ с учетом времени срабатывания выходного реле | Схема сети: нормальная. Режим: рабочий режим 4. Переток активной мощности через АТ равен нулю. К(3) в точке К1 на выводах ВН АТ. Переходное сопротивление в месте КЗ подбирают таким образом, чтобы ток через защиту был в два раза больше уставки срабатывания чувствительного органа ДЗТ | Раздел 5 а) | Время срабатывания не более 50 мс. Время срабатывания измеряется как разница между временем возникновения КЗ и временем регистрации сигнала от устройства РЗА в ПАК РВ |
| Ненаправленная МТЗ от междуфазных КЗ на стороне НН с возможностью пуска по напряжению | ||||
| 10 | Проверка МТЗ от междуфазных КЗ на стороне НН с возможностью пуска по напряжению | Схема сети: нормальная. Режим: рабочий режим 1. Длительность режима 1,0 с. На время данного опыта параметры настройки МТЗ с пуском по напряжению выставляются следующим образом: - уставка по току задается равной 70% от тока рабочего режима 1 в ветви, к которой подключена указанная МТЗ; - уставка по времени: 0,5 с; - уставки пусковых органов по напряжению: без изменений относительно выставленных по А.5.2.2. Возникновение КЗ в точке К6. Виды КЗ: К(3), К(2) | Раздел 5 ж) | Отсутствие срабатывания в нагрузочном режиме. Срабатывание при КЗ |
| ДЗО НН | ||||
| 11 | Наличие алгоритма торможения | Снятие тормозной характеристики срабатывания ДЗО. В соответствии с рекомендациями производителя снять тормозную характеристику и сопоставить ее с выставленными параметрами настройки | Раздел 5 и) | Соответствие параметров тормозной характеристики информации, приведенной в руководстве по эксплуатации и выставленным параметрам настройки |
| 12 | Блокировка при неисправности цепей переменного тока с возможностью оперативного перевода ее действия на сигнал | Схема сети: нормальная. Режим: рабочий режим 1. Для проведения данного опыта ток срабатывания ДЗО задается равным не более 50% от тока нагрузки. Моделируется обрыв токовой цепи фазы A в плече ДЗО, подключенном к ТТ3. Для этого ток проверяемой фазы A плеча ДЗО, подключенного к ТТ3, задается равным нулю, остальные токи номинальные. Опыт повторяется поочередно для введенного действия функции контроля исправности токовых цепей на блокировку ДЗО и действия исключительно на сигнал | Раздел 5 и) | Возникновение сигнала о неисправности цепей переменного тока. При вводе действия на блокировку — отсутствие срабатывания ДЗО |
| 13 | Полное время срабатывания чувствительного органа устройства ДЗО при дифференциальном токе более двукратного тока уставки, с учетом времени срабатывания выходного реле не более 50 мс | Схема сети: нормальная. Режим: рабочий режим 4. Переток активной мощности через АТ равен нулю. Возникновение К(3) в точке К16. Переходное сопротивление в месте КЗ подбирают таким образом, чтобы ток через защиту был в два раза больше уставки срабатывания чувствительного органа ДЗО | Раздел 5 и) | Срабатывание ДЗО при КЗ в зоне действия. Время срабатывания не более 50 мс. Время срабатывания измеряется как разница между временем возникновения КЗ и временем регистрации сигнала от устройства РЗА в ПАК РВ |
| Сигнализация однофазных замыканий на землю на стороне НН | ||||
| 14 | Сигнализация однофазных замыканий на землю на стороне НН АТ (Т) с контролем напряжения нулевой последовательности при работе обмотки НН с изолированной нейтралью | Схема сети: нормальная. Режим: рабочий режим 1. Моделируется однофазное замыкание на землю фазы А на стороне НН АТ в точке К6 | Раздел 5 к) | Срабатывание защиты, сигнализация о наличии замыкания на землю на стороне НН |
| ТЗНП НН | ||||
| 15 | Токовая защита нулевой последовательности для защиты от однофазных КЗ на стороне НН [в электрических сетях с низкоомным резистивным заземлением нейтрали на стороне НН АТ (Т)] | Ввести ТЗНП НН. Схема сети: в сети 10 кВ вводится ТЧЗН с резистивным заземлением нейтрали (включить выключатель В17). Режим: рабочий режим 1. К(1) на стороне НН АТ в точке К6 | Раздел 5 л) | Срабатывание ТЗНП |
| Защита от перегрузки | ||||
| 16 | Защита от перегрузки по току на сторонах ВН, СН, НН АТ (Т) и в общей обмотке АТ | Последовательно моделируется протекание тока, равного 110% номинального тока: - по стороне ВН; - по стороне СН (общей обмотке); - по стороне НН | Раздел 5 м) | Срабатывание защиты от перегрузки для всех обмоток АТ |
| Пуск автоматики охлаждения АТ | ||||
| 17 | Пуск автоматики охлаждения от реле тока, подключенных к ТТ на каждой стороне АТ | Последовательно моделируется протекание тока, равного 110% от уставки токового органа, действующего на пуск автоматики охлаждения: - по стороне ВН; - по стороне СН; - по стороне НН | Раздел 5 т) | Формирование сигнала на пуск автоматики охлаждения для всех обмоток АТ |
| КИВ | ||||
| 18 | Проверка функционирования КИВ | Схема сети: нормальная. Режим: рабочий режим 1. Последовательно моделируется повышение тока утечки изоляции (посредством регулирования коэффициента масштабного преобразователя): 18.1 Фазы A до уставки срабатывания сигнальной ступени. 18.2 Фазы B до уставки срабатывания сигнальной ступени. 18.3 Фазы C до уставки срабатывания сигнальной ступени. 18.4 Фазы A до уставки срабатывания отключающей ступени. 18.5 Фазы B до уставки срабатывания отключающей ступени. 18.6 Фазы C до уставки срабатывания отключающей ступени | 6.2 | Срабатывание сигнальной и отключающей ступени КИВ в соответствии с заложенными уставками с селективным определением поврежденной фазы |
| 19 | Исключение ложного срабатывания КИВ при обрыве цепи тока ввода одной из фаз с действием на сигнализацию о неисправности КИВ | Схема сети: нормальная. Режим: рабочий режим 1. 19.1 Обрыв цепи тока КИВ фазы A. 19.2 Обрыв цепи тока КИВ фазы B. 19.3 Обрыв цепи тока КИВ фазы C | 6.2 | Отсутствие действия КИВ на отключение. Сигнализация неисправности КИВ при обрыве любой из фаз |
| Прием внешних сигналов газовых и технологических защит с контролем изоляции их цепей | ||||
| 20 | Прием сигналов от газовых и технологических защит | 20.1 Нормальная работа ГЗ АТ. Схема сети: нормальная. Введено действие защит на отключение выключателей. Режим: рабочий режим 1. Последовательно подаются сигналы срабатывания сигнальной и отключающей ступеней ГЗ фазы A АТ | Раздел 5 б) - е), р), с) | Срабатывание сигнализации о приеме сигналов сигнальной и отключающей ступеней. Действие на отключение АТ при приеме отключающей ступени ГЗ АТ. При срабатывании отключающей ступени фазы A ГЗ отдельно контролируется формирование сигналов пуска автоматики пожаротушения фазы A и отсутствия напряжения на АТ |
| 20.2 Перевод ГЗ АТ на сигнал. Схема сети: нормальная. Режим: рабочий режим 1. Сигналы срабатывания ГЗ АТ переведены на сигнализацию. Последовательно подаются сигналы срабатывания сигнальной и отключающей ступеней фазы A ГЗ АТ | Срабатывание сигнализации о приеме сигналов ступеней ГЗ АТ, отсутствие выдачи сигналов на отключение АТ и пуска автоматики пожаротушения | |||
| 20.3 Перевод сигнальных ступеней ГЗ АТ на отключение. Схема сети: нормальная. Режим: рабочий режим 1. Все ступени ГЗ АТ переведены на отключение. Подается сигнал срабатывания сигнальной ступени фазы A ГЗ АТ. При наличии сигнала отключения схема возвращается в исходный вид. Подается сигнал о срабатывании отключающей ступени фазы A ГЗ АТ. При наличии сигнала отключения схема возвращается в исходный вид. Подается сигнал о срабатывании отключающей ступени фазы A ГЗ АТ | Действие на отключение при срабатывании отключающей и сигнальной ступени ГЗ АТ. При срабатывании отключающей ступени ГЗ отдельно контролируется формирование сигналов пуска автоматики пожаротушения фазы A и отсутствия напряжения на АТ | |||
| 20.4 Проверка работы защит при приеме сигнала ГЗ РПН. Схема сети: нормальная. Режим: рабочий режим 1. Подается сигнал о срабатывании ГЗ фазы B РПН АТ | Выдача сигнала на отключение фазы B АТ. Отдельно контролируется формирование сигналов пуска автоматики пожаротушения фазы B и отсутствия напряжения на АТ | |||
| 20.5 Проверка приема внешних сигналов от ГЗ ЛРТ, ГЗ РПН ЛРТ и устройств технологической автоматики. Поочередно подаются сигналы срабатывания ГЗ ЛРТ, ГЗ РПН ЛРТ и технологической автоматики, предусмотренной технической документацией на устройство | Срабатывание сигнализации о приеме сигналов срабатывания технологических автоматик. Отдельно проверяется действие технологической автоматики на отключение в случае, если это предусмотрено технической документацией | |||
| 20.6 Проверка функции контроля изоляции цепей оперативного тока газовых защит и технологической автоматики, действующих на отключение АТ (Т). Поочередно подаются сигналы о нарушении изоляции цепей газовых защит и технологической автоматики, для которых предусмотрено действие на отключение, далее через выдержку времени, достаточную для срабатывания соответствующей блокировки, — сигналы срабатывания газовых защит и технологической автоматики | Срабатывание сигнализации о нарушении изоляции соответствующих цепей газовых защит и технологической автоматики. Отсутствие действия на отключение АТ | |||
| Проверка общих требований к устройствам РЗА АТ (Т) 330 кВ и выше | ||||
| 21 | Проверка отсутствия ложных срабатываний: - при перезагрузке устройства; - перерывах питания любой длительности и глубины снижения оперативного тока; - снятии, подаче оперативного тока (в том числе обратной полярности); - замыкании на землю в одной точке в сети оперативного постоянного тока | 21.1 Проверка при допустимом снижении напряжения питания. Схема сети: нормальная. Режим: рабочий режим 1. Снижение напряжения питания устройства до 0,8Uном | 4.2 и) | Отсутствие ложного действия на отключение. Сохранение работоспособности устройства |
| 21.2 Проверка при снижении напряжения питания ниже допустимого. Схема сети: нормальная. Режим: рабочий режим 1. Снижение напряжения питания устройства до 0,75Uном | Отсутствие ложного действия на отключение. Допускается потеря работоспособности устройства при формировании сигнала неисправности устройства | |||
| 21.3 Проверка при кратковременной потере питания Схема сети: нормальная. Режим: рабочий режим 1. Кратковременная (на 0,5 с) потеря питания устройства | Отсутствие ложного действия на отключение. Сохранение работоспособности устройства | |||
| 21.4 Проверка при длительной потере питания Схема сети: нормальная. Режим: рабочий режим 1. Потеря питания устройства на 10,0 с (с последующим его восстановлением). Проконтролировать время восстановления работоспособности устройства (и его соответствие техническим данным производителя устройства — при наличии указанных данных) | Отсутствие ложного действия на отключение. Кратковременное (на время отсутствия питания) формирование сигнала неисправности устройства. Отдельно контролируется время восстановления работоспособности устройства | |||
| 21.5 Проверка при подаче и снятии напряжения обратной полярности Схема сети: нормальная. Режим: рабочий режим 1. Подача на устройство и снятие через 10,0 с питания обратной полярности | Отсутствие ложного действия на отключение | |||
| 21.6 Проверка при перезагрузке устройства (выполняется при наличии возможности перезагрузки устройства посредством ИЧМ) Схема сети: нормальная. Режим: рабочий режим 1. Перезагрузка устройства. Проконтролировать время перезагрузки устройства и его соответствие техническим данным производителя устройства | Отсутствие ложного действия на отключение. Кратковременное (на время перезагрузки) формирование сигнала неисправности (или вывода) устройства. Время перезагрузки устройства соответствует техническим данным производителя устройства | |||
| 21.7 Проверка при замыкании на землю в цепи оперативного тока Поочередно выполнить замыкание «+» и «-» цепи оперативного питания на «землю» (корпус устройства) устройства. Проконтролировать отсутствие ложных срабатываний устройства | Отсутствие ложного действия на отключение | |||
| 22 <2> | Проверка отсутствия ложного срабатывания устройства при возникновении неисправностей в цепях переменного напряжения (выполняется при использовании в испытуемых функциях цепей напряжения) | 22.1 Возникновение неисправности в цепях напряжения «звезды» Схема сети: нормальная. Режим: рабочий режим 1. Моделируется поочередно возникновение следующих неисправностей в цепях напряжения «звезды»: 22.1.1 Обрыв фазы A (фазы B; фазы C). 22.1.2 Обрыв фаз B и C. 22.1.3 Обрыв фаз A, C и нуля (равноценно отключению автомата) | 4.2 и) | Срабатывание функции контроля цепей напряжения. Отсутствие ложного срабатывания устройства |
| 23 | Проверка корректности реализации функционала смены групп уставок и отсутствия ложного срабатывания в процессе его использования | Переключение групп уставок с использованием функциональных возможностей устройства (исключая автоматизированную систему управления технологическим процессом) Схема сети: нормальная. Режим: рабочий режим 1. Выполнить переключение группы уставок каждым из доступных способов. 23.1 Переключение с использованием штатного оперативного ключа (выполняется при его наличии) 23.1.1 Выполнить переключение группы уставок 1-2-3-4-3-2 (медленно). По окончании проконтролировать активизацию второй группы уставок и переключиться на группу уставок 1. 23.1.2 Выполнить переключение группы 1-2-3-4-3-2 (быстро). По окончании проконтролировать активизацию второй группы уставок и переключиться на группу уставок 1. 23.2 Переключение с использованием функциональных клавиш (при наличии функционала) 23.2.1 Выполнить поочередно переключение группы уставок в последовательности: 1-3-2-4 (быстро). По окончании проконтролировать активизацию четвертой группы уставок и переключиться на группу уставок 1. 23.2.2 Выполнить поочередно переключение группы уставок в последовательности: 1-3-2-4 (медленно). По окончании проконтролировать активизацию четвертой группы уставок и переключиться на группу уставок 1. 23.3 Переключение через ИЧМ. Выполнить поочередно переключение группы уставок в последовательности: 1-3-2-4-1 через ИЧМ. В процессе переключений проконтролировать и отразить в протоколе реакцию программного обеспечения терминала на несоответствие (при его наличии) активизируемой группы уставок заданной. Проверить: - соответствие активной группы уставок заданной; - отсутствие активизации промежуточных групп уставок в процессе быстрого перехода на требуемую группу уставок и обратно; - корректность формирования сигнала активизации новой группы уставок (должен появиться после ее активизации); - время перехода на новую группу уставок (и его соответствие техническим данным производителя устройства — при наличии указанных данных) | 4.2 и) | Отсутствие ложного действия защиты на отключение. Отсутствие активизации промежуточных групп уставок при быстром переключении. Сигнал активизации новой группы уставок формируется после ее фактической активизации. Отдельно контролируется время восстановления работоспособности устройства после перехода на новую группу уставок. По позиции 23.3 дополнительно контролируется наличие функционала, предусматривающего отсутствие возможности задания двух противоречащих друг другу групп уставок через ИЧМ и механический ключ (функциональные клавиши) |
| 24 | Проверка записи осциллограмм и журналов события | 24.1 Проверить длительности записей доаварийных, послеаварийных режимов и максимальную длительность регистрации одного события в осциллограммах. Проверить наличие осциллограмм и журналов событий предыдущих опытов (до и после пропадания или плавном снижении питания устройства) в памяти устройства. Экспортировать осциллограммы и журналы событий из устройства. Проверить суммарную длительность сохраненных в памяти устройства осциллограмм. Экспорт осциллограмм в формат COMTRADE и проверка соответствия требованиям ГОСТ Р 58601 | 4.2 а) - г) | Наличие осциллограмм в терминале и на персональном компьютере по всем проведенным опытам. Соответствие содержания журнала событий в терминале и на персональном компьютере программе испытаний. Суммарная длительность осциллограмм не менее 300 с. Соответствие длительности записей доаварийных, послеаварийных режимов и максимальной длительности регистрации одного события в осциллограммах выставленным уставкам встроенного осциллографа (см. А.5.2.3). Соответствие осциллограмм в формате COMTRADE требованиям ГОСТ Р 58601 в части: - требований к наименованию файлов осциллограмм аварийных событий; - требований к наименованию аналоговых и дискретных сигналов в файлах осциллограмм аварийных событий; - требований к файлу заголовка (исключая требование о включении в файл перечня дискретных сигналов, изменявших свое состояние за время аварийного режима записи); - требований к файлу информации; - требований к файлу конфигурации |
| 24.2 Проверить работу встроенного осциллографа устройства в режиме наличия сигнала пуска, превышающего по длительности максимальное время записи одной осциллограммы (заданной уставкой устройства), и при максимальном объеме записываемых сигналов | Корректность записи осциллограмм и событий | |||
| <1> Повторить опыты для всех сочетаний поврежденных фаз. После выполнения проверок, если выбор поврежденных фаз не влияет на результат, дальше использовать поврежденные фазы (если иного не указано в описании проверки): К(1) — только «A0»; К(2) — только «AB»; К(1,1) — только «BC0». <2> При испытании устройства, в состав которого входит МТЗ с пуском по напряжению, уставка по току данной функции задается равной 70% от тока рабочего режима 1 в ветви, к которой подключена указанная МТЗ. | ||||
БИБЛИОГРАФИЯ
| УДК 621.311:006.354 | ОКС 27.010-01 |
| Ключевые слова: релейная защита, автотрансформатор, трансформатор, испытания | |