47
00:00:29,003 --> 00:00:29,703
‫ Relaiseinstellungen im Raum "Differential", Teil 1

48
00:00:29,728 --> 00:00:34,687
‫Im Raum "AMT Differential" werden Differentialrelais und Längsdifferenzialtests ("End to End") durchgeführt. 

49
00:00:34,712 --> 00:00:41,835
‫Differentialrelais arbeiten, indem sie die Ströme in beiden Seiten der Ausrüstung vergleichen und den Strom auf beiden Seiten der geschützten Ausrüstung messen, 

50
00:00:41,867 --> 00:00:48,328
‫die zum Schutz von Leistungstransformatoren, Motoren, Generatoren und Busbars verwendet wird. 

51
00:00:48,352 --> 00:00:53,678
‫Beachten Sie, dass zum Durchführen dieses Tests sowohl die aktuelle Gruppe A als auch B aktiviert sind 

52
00:00:53,702 --> 00:00:59,435
‫und wenn Sie die Generator-Kombination für den Test verwenden möchten, müssen Sie "Current" als "Combination Cable" 

53
00:00:59,459 --> 00:01:01,982im Abschnitt "Hardware" im Abschnitt "Prefernces" auswählen.

54
00:01:02,006 --> 00:01:07,334
‫"Differential" Raum besteht aus zwei Hauptfenstern von "Test View" und "Differential Characteristic". 
55
00:01:07,358 --> 00:01:12,748
‫ Im Fenster "Test View" werden die Prüfungen "Shot", "Check", "Search" und "Stability" durchgeführt. 

56
00:01:12,772 --> 00:01:22,428
Im Fenster "Differential Characteristic" wird die Relaiskennlinie entsprechend den Angaben in "Test Object" basierend auf "Ibias" und "Idiff" angezeigt.

57
00:01:22,452 --> 00:01:28,779
‫Wie bereits erwähnt, um ein Relais zu testen, ist es zunächst notwendig, seine Informationen im Fenster "Test Object" einzugeben. 

58
00:01:28,803 --> 00:01:37,381
‫ Im Block "Device" werden Informationen wie nominalen Eigenschaften des Relais, Seriennummer, Position des Relais sowie "CT"- und "PT"-Eigenschaften des Relais eingegeben. 

59
00:01:37,405 --> 00:01:40,646
‫Dieser Abschnitt wurde in früheren Videos ausführlich erläutert. 

60
00:01:40,709 --> 00:01:48,092
‫"Differential" ist der Hauptblock dieses Raumes durch Doppelklick auf das Fenster "Differential Protection Parameters" öffnet. 

61
00:01:48,116 --> 00:01:52,576
‫Dieses Fenster besteht aus den Register "Protected Object", "Protection Device", 

62
00:01:52,600 --> 00:01:57,912
‫"Characteristic Definition" und "Harmonic", auf denen die Einstellungen des Differentialrelais eingegeben werden.

91
00:01:59,349 --> 00:01:59,849
‫Register "Protected Object"

92
00:01:59,873 --> 00:02:04,115
‫Auf dem Register "Protected Object" werden die Informationen zum geschützten Gerät eingegeben. 

93
00:02:04,139 --> 00:02:14,607
‫Im Feld "Protected Object" wird zunächst der Typ des geschützten Geräts aus Transformator, Generator, Motor und Sammelschiene ausgewählt, und hier wird der Transformator ausgewählt. 

94
00:02:14,631 --> 00:02:20,748
‫Im Abschnitt "Vector Group" wird die Schaltgruppe des Transformators angezeigt, die im Abschnitt "Nominal Values" eingegeben wird. 

95
00:02:20,772 --> 00:02:25,646
‫Im Abschnitt "Number of Winding" wird die Anzahl der Wicklungen des Transformators angegeben. 

96
00:02:25,670 --> 00:02:32,763
‫Wenn der Transformator drei Wicklungen hat, erscheint eine Spalte mit dem Namen "Tertiary", in der die Informationen der dritten Wicklung eingegeben werden. 

97
00:02:32,787 --> 00:02:35,373
‫Hier wird ein Zweiwicklungstransformator ausgewählt.
98
00:02:35,397 --> 00:02:39,506
‫Im Abschnitt "Nominal Values" wird die Nenninformation des Transformators in die Spalten "Primary", 

99
00:02:39,530 --> 00:02:48,810
‫"Secondary" und "Tertiary" für Primär-, Sekundär- und Tertiärseite eingegeben, aber da der Transformator hier zwei Wicklungen hat, ist die Spalte "Tertiary" deaktiviert. 

100
00:02:48,834 --> 00:02:55,404
‫In der Zeile "Winding/Leg Name" ist es möglich, einen englischen oder persischen benutzerdefinierten Titel für die Wicklung einzugeben. 

101
00:02:55,428 --> 00:03:01,584
‫In den Feldern "Voltage", "Power", "Vector View" und "Connection Number" werden die Nennspannung der beiden Seiten 

102
00:03:01,608 --> 00:03:09,818
‫des Transformators, die Nennleistung des Transformators (beidseitig gleich), der Verbindungstyp der beiden Seiten des Transformators und die Schaltgruppennummer des Transformators eingegeben. 

103
00:03:09,842 --> 00:03:17,240
‫Wenn es einen Nullpunkt in der Sternrichtung des Transformators gibt, wählen Sie "Yes" im Feld "Star Point Grounding". 

104
00:03:17,264 --> 00:03:22,224
‫Wenn die Schaltgruppe z. B. "YND11" lautet, 

105
00:03:22,248 --> 00:03:28,912
‫nachdem der Transformatorverdrahtungstyp in "Vektorgruppe" und seine Schaltgruppennummer in "Connection Number" angegeben wurde, 

106
00:03:28,936 --> 00:03:34,006
‫wird "Yes" im Feld "Star Point Grounding" in der primären Spalte "Yes" ausgewählt. 

107
00:03:34,030 --> 00:03:42,474
‫Im Feld "Current" wird der Nennstrom der beiden Seiten von der Software auf der Grundlage der eingegebenen Spannung und Leistung berechnet, die nicht editierbar ist. 

108
00:03:42,498 --> 00:03:50,888
‫Im Feld "Delta-Connected CT" wird, wenn die IW in Delta-Form verdrahtet sind, "Yes" gewählt, andernfalls "No".

109
00:03:50,912 --> 00:03:58,045
‫Dann werden im Abschnitt "CT Nominal Current" die Nominalinformationen der IW auf beiden Seiten des Geräts separat eingegeben. 

110
00:03:58,069 --> 00:04:02,326
‫Beachten Sie, dass für diesen Abschnitt die Differential- und Bias-

111
00:04:02,350 --> 00:04:07,178
‫Stromberechnungen entsprechend dem berechneten Strom und dem eingegebenen Drehungsverhältnis durchgeführt werden, 
112
00:04:07,202 --> 00:04:10,904
‫aber wenn "Primary" als "Unit" aus dem Menü "View"  ausgewählt ist, 

113
00:04:10,928 --> 00:04:18,318
‫werden die Primärströme der beiden Seiten des Transformators in "Vector View" entsprechend dem im Block "Device" eingegebenen Drehungsverhältnis IW angezeigt. 

114
00:04:18,342 --> 00:04:24,232
‫Im Abschnitt "Star Point Grounding" werden die Drehungen angegeben, an denen sich der Nullpunkt der IW befindet. 

115
00:04:24,264 --> 00:04:33,193
Wenn sich der Nullpunkt auf der Schutzausrüstungsseite (Transformer) befindet , "tow. Pro.Obj" ist ausgewählt, andernfalls ist die Option "Toward Line" ausgewählt.

146
00:04:34,437 --> 00:04:35,037
‫ Register "Protection Device"

147
00:04:35,061 --> 00:04:43,435
‫Nach der Eingabe der Kenndaten des geschützten Geräts im Register "Protected Object" ist es notwendig, die Relaiskenndaten im Abschnitt "Protection Device" einzugeben. 

148
00:04:43,459 --> 00:04:49,947
‫Zuerst wird die Formel "lbias" aus dem Feld "Ibias Calculation" eingegeben, das aus der Hauptformel sieben besteht. 

149
00:04:49,971 --> 00:04:58,178
‫Eine dieser Formeln sollte aus dem Relaishandbuch ausgewählt und "Faktor K1" basierend auf der ausgewählten Formel eingegeben werden. 

150
00:04:58,202 --> 00:05:06,545
‫Im Allgemeinen ist die Kennlinie für einphasige und mehrphasige Fehler unterschiedlich, aber durch Aktivieren der Option "No Combined Characteristic" wird 

151
00:05:06,569 --> 00:05:14,053
‫‫die Differentialkennlinie im Modus für einphasige und mehrphasige Fehler gleich sein. 

152
00:05:14,077 --> 00:05:16,381
‫Nach dem Zeichnen der Kennlinie werden die ergänzenden Erläuterungen bereitgestellt.

153
00:05:16,405 --> 00:05:23,881
‫Im Feld "Reference Winding" wird die Richtung der Referenzwicklung bestimmt, die entsprechend den Relaiseinstellungen ausgewählt wird. 

154
00:05:23,905 --> 00:05:29,763
‫Durch die Wahl der Referenzwicklungsrichtung wird der Winkel in dieser Richtung als 0-180 betrachtet. 

155
00:05:29,787 --> 00:05:35,678
‫Da Differenz- und Biasströme auf der Grundlage des Nennstroms berechnet und angezeigt werden, ist es notwendig, 

156
00:05:35,703 --> 00:05:42,638
‫den Nennstrom des Relais zwischen "CT" und den Nennstrom der geschützten Ausrüstung in "Reference Current" auszuwählen. 

157
00:05:42,662 --> 00:05:47,592
‫Wenn z. B. "Current Protected Object Nominal" für "Reference Current" ausgewählt ist 

158
00:05:47,616 --> 00:05:54,271
‫und "Idiff=2In", ist "In" der Nennstrom des Geräts, dessen Informationen im Register "Protected Device", 

159
00:05:54,295 --> 00:06:00,490
‫im Abschnitt "Nominal Values" und im Feld "Current" angezeigt werden. Wenn jedoch "CT Nominal Current " ausgewählt ist, 

160
00:06:00,514 --> 00:06:08,006
‫ist "In" der Nennstrom "CT", dessen Informationen im Abschnitt "CT Nominal Values" im Abschnitt "Protected Device" eingegeben werden.
161
00:06:08,030 --> 00:06:14,287
‫Wenn das zugehörige Relais in "Zero Sequence Elimination" unterstützt

162
00:06:14,311 --> 00:06:18,904
‫können Sie im Feld "Elimination Type" die Art der Nullsequenz-Elimination auswählen. 

163
00:06:18,928 --> 00:06:24,810
‫Diese Funktion wurde in Relais eingebaut, so dass, wenn es eine Phase zu Erdung Fehler außerhalb der Schutzzone, 

164
00:06:24,834 --> 00:06:33,357
‫die Existenz von Null-Sequenzstrom nicht das Relais zu stoppen.

165
00:06:33,381 --> 00:06:36,482
‫Dadurch ist das Relais jedoch weniger empfindlich gegenüber Phasen-zu-Erdungsfehlern.

166
00:06:36,506 --> 00:06:46,654
In den Feldern "Test Time Setting/Transformer Model", "Test max" und "Delay Time" geben die Felder maximale Zeit der Einspritzung des Fehlerstroms bzw. der Verzögerungszeit nach dem Empfang des Auslösekontakts an. 

167
00:06:46,678 --> 00:06:54,099
‫In "Diff Current Setting" bezieht sich das Feld "Idiff>" auf die erste Stufe und "Idiff>>" auf die zweite Stufe. 
168
00:06:54,123 --> 00:07:01,959
‫Beachten Sie, dass bei Strömen, die niedriger als "Idiff>", für jeden Vorspannungsstrom des Relais stabil ist und keine Fahrt durchführt. 
169
00:07:01,998 --> 00:07:13,092
‫ Aber Ströme größer als "Idiff>>" zeigen einen Fehler in der Nähe der Transformatorverkabelung an, und das Relais löst sofort aus, ohne den Vorspannungsstrom zu berücksichtigen. 

170
00:07:13,116 --> 00:07:21,428
‫Aber zwischen den Strömen "Idff>" und "Idiff>>" basiert die Relaisfunktion auf der Kennlinie und es gibt keine Verzögerung im Betrieb.

171
00:07:21,452 --> 00:07:26,560
‫In "Current Tolerances" können Sie die aktuelle Toleranz in zwei Formen von "Relative" und "Absolute" eingeben. 

172
00:07:26,584 --> 00:07:30,810
‫Beachten Sie, dass die Software den höchsten Wert zwischen diesen beiden berücksichtigt. 

173
00:07:30,834 --> 00:07:44,498
In "Diff Time Setting" ist das Feld "Tdiff" die zulässige Betriebszeit der Betriebszone zwischen "Idff>" und "Idiff>>", und "Tdiff>>" ist die Differenzstrome größer als "Idiff>>". 

174
00:07:44,522 --> 00:07:49,678
‫In "Time Tolerances" können Sie die aktuelle Toleranz in zwei Formen von "Relative" und "Absolute" eingeben. 

175
00:07:49,702 --> 00:07:53,771
‫Beachten Sie, dass die Software den höchsten Wert zwischen diesen beiden berücksichtigt.