Alles über elektrische Schutzsysteme, Geräte und Einheiten

Elektrische Schutzeinheiten und -systeme

Dies ist ein langer und anschaulicher Artikel über verschiedene Schutzarten für elektrische Anlagen und Netze. In diesem Artikel können Sie die verschiedenen elektrischen Schutzmethoden, Systeme und Geräte, Einstufung und Schutz, Freileitungsschutz, Netzschutz, Kabeleinspeisungsschutz, Transformatorschutz, Motorschutz, Generatorschutz, Kondensatorbankschutz, Bus behandeln Balkenschutz, Spannungs- und Frequenzschutz und vieles mehr. Setzen Sie ein Lesezeichen für diesen Beitrag, falls Sie ihn später lesen möchten.

Einführung in elektrische Schutzsysteme

HV, MV und LV ^[1] elektrische Anlagen und Geräte sind inneren und äußeren Fehlern ausgesetzt die ernste Schäden verursachen können in Personen und andere Ausrüstung .

Um zu vermeiden und zu minimieren die Folgen dieser Fehler Schutzvorrichtungen mit Ausrüstung verknüpft die in der Lage sind, elektrischen Strom zu unterbrechen sind erforderlich.

Für ein besseres Verständnis von Schutzvorrichtungen finden Sie in jedem Abschnitt, der Schutzsysteme von Ausrüstungen und Installationen behandelt, die häufigsten Fehler an diesen Ausrüstungen und Installationen.

Es ist auch wichtig, darauf hinzuweisen, dass alle Einheiten mechanischer und elektrischer Parameter und ihre Vielfachen und Teiler die an den Schutzsystemen beteiligt sind entsprechen SI (Internationales Einheitensystem ); Ausnahmen werden gemacht, wenn Stunden (h) kann stattdessen verwendet werden von Sekunden (s ) und die für die Temperatur gewählte Einheit ist °C (Celsius ) stattdessen von K (Kelvin ) – [K] =[°C] + 273,15 .

Schutzvorrichtungen und -technologie

Schutzvorrichtungen

Um die Zeit einer Störung zu minimieren Schaltanlagen und Ausrüstungen sind mit Schutzvorrichtungen versehen um sie zu erkennen und den fehlerhaften Teil der Installation zu isolieren.

Gefordert ist zum einen die frühe Erkennung und Lokalisierung von Störungen , und zweitens die sofortige Außerdienststellung von fehlerhaften Geräten, um:

• Um das gesamte System zu schützen, um die Kontinuität der Versorgung zu gewährleisten.
• Um Schäden und Reparaturkosten zu minimieren.
• Um die Sicherheit des Personals zu gewährleisten.

Früher Sicherungen wurden häufig als Schutz gegen Überströme und Überlastungen verwendet und sind immer noch sehr beliebt in Nordamerika und in einigen Ländern Sie werden immer noch in NS-Installationen und in MS-Kabeln und Transformatoren verwendet mit Nennleistung bis 630-1250 kVA .

Allerdings Komplexität von Netzwerken und Anforderungen für zuverlässiger Energieübertragung und -verteilung Aufruf zur Verwendung genauerer Schutzvorrichtungen .

Schutzrelais werden heutzutage verwendet, da sie zuverlässiger und genauer sind und mit der Fähigkeit, andere Arten von Fehlern als Überlastungen und Überströme zu erkennen die in Netzwerken und Geräten auftreten können , die in weiteren Abschnitten besprochen werden, wenn der Geräteschutz analysiert wird.

Sie sind so eingestellt, dass sie funktionieren und eine Auslösung einleiten, wenn ein Fehlerzustand erkannt wird.

Jedes Energiesystem-Schutzschema besteht aus den folgenden Komponenten:

• Fehlererkennungs- oder Messrelais
• Auslöse- und andere Hilfsrelais
• Leistungsschalter
• Messwandler – Strom (CT ) und Spannung (VT )

Erste Modelle von Schutzrelais waren elektromechanische Relais die in einigen Ländern noch in Gebrauch sind, und in alten Elektroinstallationen, die keiner Renovierung unterzogen wurden .

Sie waren angezogene Ankertypen , wo der Sekundär-Ausgang des Messwandlers liegt wird durch eine Spule geleitet , wodurch der Anker gegen die Federkraft angezogen wird . Durch die Bewegung des Ankers schließt der Auslösekontakt des Relais .

Abbildung 1 zeigt ein Beispiel für diese Art von Relais.

Abbildung 1 – Elektromechanisches Schutzrelais

Heutzutage elektronische (Halbleiter) und mikroprozessorbasierte Schutzrelais werden üblicherweise in Stromversorgungsunternehmen verwendet.

Elektronische Relais haben nur eine Schutzfunktion und verschiedene Relais sollen für verschiedene Funktionen verwendet werden .

Mikroprozessor-basierte Relais haben viele verfügbare Funktionen wie Schutz, Kontrolle und Überwachung.

Intelligente elektronische Geräte (IED)

Mikroprozessor-basierte Relais werden als Intelligente elektronische Geräte bezeichnet (IED ), die 5-12 liefern kann Schutzfunktionen , 5-8 Steuerfunktionen, die separate Geräte steuern, eine AWE-Funktion, Selbstüberwachungsfunktion und Kommunikationsfunktionen, Ihre Hauptmerkmale sind:

• Viele Funktionen in einem einzigen Relais
• Gruppeneinstellungen leicht änderbar für Änderungen in der Feeder-Konfiguration
• Programmierbare Ausgangsrelais
• Kommunikationsports für die Verbindung zu SCADA – Aufsichtskontrolle und Datenerfassung (Systeme, Modems und Personal Computer)
• Ereignisfolge für viele aktuelle Fehler gespeichert
• Oszillographie oder Wellenformerfassung – Speicherung von Strom- und Spannungswellenformdaten vor und nach dem Fehler zur Analyse von Fehlern
• Maße
• Verriegelung
• Hilfe bei der Wartung von Leistungsschaltern. Fehlerunterbrechungsbetrieb pro Phase kann aufgezeichnet werden
• Fehlerortung – Zeigt die Entfernung zum Fehler an

In Abbildung 2 ist ein Beispiel für ein IED zu sehen .

Abbildung 2 – IED

Funktionen und Komplexität von IED muss entsprechend der zu schützenden Ausrüstung, den Netzwerkeigenschaften und den erforderlichen ergänzenden Maßnahmen definiert werden.

Aktuelle IED sind so konzipiert, dass sie die Anforderungen von IEC erfüllen ^[2] Standard 61850 , welches Kommunikationsprotokoll wird genutzt. Dieser Standard wurde speziell für die Stationsautomatisierung entwickelt und bietet Interoperabilität und erweiterte Kommunikationsmöglichkeiten.

Das Wachstum der Zahl der Schutz-, Kontroll- und Überwachungspunkte führt zu einer erheblichen Zunahme des Datenvolumens der Umspannwerke.

Diese Daten sind normalerweise primitiv und in digitaler Form gespeichert. Es muss verarbeitet und analysiert werden, bevor ein Benutzer den Nutzen daraus ziehen kann.

Bei herkömmlichen Schutzsystemen werden Daten und Steuersignale vom Relais über eine RTU gesendet (Remote Terminal Unit ) zum SCADA System.

Umfangreiche und kostspielige Kabel kann zwischen verschiedenen Feldern in der Unterstation und der Leitwarte erforderlich sein.

In modernen Schutzsystemen, die ein IED verwenden Relais ist die Verbindungsverdrahtung zwischen Wandlern und Zählern nicht mehr erforderlich.

Die Daten- und Steuersignale vom IED Relais werden direkt an das SCADA gesendet System über das dedizierte Hochgeschwindigkeits-Kommunikationsnetz. Das Datenvolumen steigt drastisch an, wenn ein IED dient als Steuerelement und Datenquelle.

Um die notwendige Konnektivität zwischen den verschiedenen Komponenten des Systems bereitzustellen, ist ein Datennetzwerk Lokales LONWORKS-Betriebsnetzwerk erforderlich (LON ) verwendet wird.

IEC-Standard 61850 definiert die erforderlichen Protokolle für die Kommunikation , die über TCP/IP laufen kann Netzwerke oder Unterstation LAN über geswitchtes Hochgeschwindigkeits-Ethernet um die notwendigen Reaktionszeiten unter vier Millisekunden für Schutzrelais zu erhalten.

Schutzrelais und Codes

In MS- und HV-Umspannwerken, Ausrüstungen, Schaltanlagen und Kraftwerken die üblicheren Schutzrelais sind unten angegeben, und in Klammern steht ihr Code gemäß IEEE/ANSI ^[3] /IEC-Standards :

• Lagerschutz (38 )
• Breaker Failure Protection (50 BF )
• Sammelschienendifferentialschutz (87B )
• Gerichteter Erdüberstrom (67N/67G )
• Gerichteter Phasenüberstrom (67 )
• Sofortiger Erdüberstrom (50N/50G )
• Unverzögerter Phasenüberstrom (50 )
• Feldverlust-/Erregungsschutz (40 )
• Phasenverlust (48 )
• Übererregungsschutz (24 )
• Überfrequenz und Unterfrequenz (81 )
• Freileitungsdifferentialschutz (87L )
• Freileitungsdistanzschutz (21 )
• Überlastschutz (49 )
• Überdrehzahlschutz (12 )
• Überspannung (59 )
• Eingeschränkter Erdschluss (64G/64REF )
• Rückleistungsschutz (32 )
• Zeitverzögerung Erdüberstrom (51N/51G )
• Zeitverzögerung Phasenüberstrom (51 )
• Transformator-Differentialschutz (87P )
• Unterspannung (27 )
• Schwache Einspeisung (21WI )
• Schutz vor falscher Phasenfolge (47 )

Hauptsächlich in HV-Freileitungen, HV-Leistungstransformatoren und MV-Leistungstransformatoren mit Nennleistung über 3-4 MVA , um die Systemzuverlässigkeit und -sicherheit zu erhöhen, ist es üblich, zwei Schutzgruppen zu verwenden – eine „Hauptschutz ” und einen “Backup-Schutz ” .

Schutz mit Sicherungen

Eine Sicherung ist eine Art Widerstand mit niedrigem Widerstand, der als „Opfergerät“ fungiert um einen Überstromschutz bereitzustellen das immer noch in einigen LV- und MV-Installationen verwendet wird .

Sein wesentlicher Bestandteil ist ein Metalldraht oder -band das schmilzt, wenn zu viel Strom fließt , der den Stromkreis unterbricht, so dass weitere Schäden durch Überhitzung oder Brand verhindert werden.

Der Metallstreifen oder Draht als kleiner Querschnitt im Vergleich zu den Schaltungsleitern und ist von einem nicht brennbaren Gehäuse umschlossen (Gehäuse) .

Das Sicherungselement besteht aus Zink, Kupfer, Silber, Aluminium oder Legierungen um stabile und vorhersagbare Eigenschaften bereitzustellen.

Gehäuse kann aus Keramik, Glas, Kunststoff, Glasfaser, geformten Glimmerlaminaten oder geformten komprimierten Fasern sein r je nach Hersteller, Anwendung und Spannungsklasse.

Sicherungen werden auf Sicherungshaltern montiert , speziell entwickelt für jeden Typ oder jede Familie von Sicherungen und Nennspannungen wie HRC-Sicherung .

Beispiele für Sicherungen und Halter sind in den Abbildungen 3 und 4 dargestellt.

Abbildung 3 – LV-NH-Sicherung und Halter

Abbildung 4 – MS-Sicherungen und Halter

Die wichtigsten elektrischen Eigenschaften von Sicherungen sind:

• Nennspannung
• Nennstrom (I_n ):maximaler Strom, den die Sicherung dauerhaft führen kann, ohne den Stromkreis zu unterbrechen.
• Ausschaltvermögen (I₁ ):maximaler unbeeinflusster Strom, den die Sicherung unterbrechen kann. Es ist der maximale Sicherungsprüfwert. Dieser Strom ist sehr hoch, im Allgemeinen zwischen 20 kA und 63 kA .
• Minimaler Unterbrechungsstrom (I_f ):Mindeststrom, der durchbrennen und die Sicherung unterbrechen kann
• Herkömmlicher Strom ohne Sicherung (I_nf ):Stromwert, angegeben als Strom, den der Sicherungseinsatz für eine bestimmte Zeit (konventionelle Zeit) ohne Schmelzen führen kann, ausgedrückt als Vielfaches von I_n (zB I_nf =1,25 x I_n )
• Nominales Schmelzen (I ² t ):Maß für die zum Schmelzen des Schmelzelements erforderliche Energie (basierend auf dem Joule'schen Gesetz). ) und ist ein Wert, der für jedes unterschiedliche Sicherungselement konstant ist.
• Zeit-Strom-Kurve:zeigt die Auslösezeit der Sicherung (Geschwindigkeit) in Abhängigkeit vom Strom (wird normalerweise von Herstellern gemäß den Normen angegeben)

Abbildung 5 zeigt ein Beispiel einer Zeit-Strom-Kurve.

Abbildung 5 – Zeit-Strom-Kurve der Sicherungen

Die Umgebungstemperatur verändert die Betriebsparameter einer Sicherung und eine Temperaturminderung ist erforderlich.

Als Beispiel eine Sicherung für 1 A bei 25 ºC kann bis zu 10 % oder 20 % leiten mehr Strom bei -40 ºC und kann bei 80 % eröffnen seines Nennwertes bei 100 ºC .

Die Betriebswerte variieren je nach Sicherungsfamilie und sind in den Datenblättern der Hersteller angegeben.

Die wichtigsten Auswahlfaktoren für eine Sicherung sind:

• Normaler Betriebsstrom
• Nennspannung (AC oder DC)
• Umgebungstemperatur
• Überstrom und Zeitdauer, in der die Sicherung öffnen muss
• Maximal verfügbarer Fehlerstrom
• Impulse, Stoßströme, Einschaltströme, Anlaufströme und Schaltungstransienten
• Physische Größenbeschränkungen wie Länge, Durchmesser oder Höhe
• Sicherungsmerkmale (Montagetyp/Formfaktor, einfache Demontage, axiale Anschlüsse, visuelle Anzeige usw.)
• Merkmale des Sicherungshalters, falls zutreffend, und zugehörige Neubewertung
• Bewerbung
• Nationale Verkabelungsvorschriften und -standards

Französischer Standard NF EN 60269 Sicherungen nach Zeitkurven, Funktionen und Anwendungen klassifizieren. Diese Klassifizierung, die in vielen Ländern weit verbreitet ist, lautet:

• gL/gG
• Funktionen
• Schutz von Kabeln und Elektrogeräten. Diskriminierung zwischen zwei Sicherungen sichergestellt ist oder ein Spielraum von zwei Nennströmen (z. B. 160 A und 100 A) vorhanden ist
• Anwendungen
• Schutz auf allen Ebenen der elektrischen Energieverteilung in Industrie und Privathaushalten vor Überlastung und Kurzschluss. Hauptschalttafel, Abgangsschalttafeln, Hauptschaltfelder.
• aM
• Funktionen
• Direkter Schutz von Motoren, muss in Verbindung mit einer externen Schutzvorrichtung (Thermorelais) arbeiten. Einfache Diskriminierung mit dem gG Sicherungen stromaufwärts positioniert. Unterscheidung zwischen zwei Sicherungen sichergestellt, wenn eine Spanne von zwei Nennströmen (z. B. 160 A und 100 A) vorhanden ist
• Anwendungen
• Schutz von Niederspannungsmotoren.
• gR
• Funktionen
• Ultraschnelle Schutzsicherung für Halbleiter, sehr strombegrenzend, niedrige l ² xt
• Anwendungen
• Leistungshalbleiterschutz von Softstartern, statischen Relais, unterbrechungsfreien Stromversorgungen (USV), drehzahlgeregelten Antrieben, Frequenz

Wenn eine Installation durch Sicherungen geschützt ist, Lasttrennschalter vor Sicherungen muss aus Sicherheitsgründen verwendet werden , um sicherzustellen die Isolierung der Anlage bevor Sie eine Sicherung austauschen oder einige Wartungsarbeiten durchführen .

Mit einem Schutz nur mit Sicherungen verwendet wird, werden nur Phasenüberströme erkannt , und es ist notwendig, Schutzrelais für andere Fehler vorzusehen . Für Ableitstrom oder Erdschlussstrom wird dann GFCI (Ground Fault Circuit Interrupter) verwendet.

In dieser Situation müssen Schalter mit einer Öffnungsspule ausgestattet werden , die ebenfalls betätigt wird durch den inneren Schutz der Geräte .

Eine weitere Vorsichtsmaßnahme sind Sicherungen muss mit einer mechanischen Vorrichtung versehen sein (Schlagbolzen ), wodurch sich der Schalter öffnet , wenn nur eine Sicherung anspricht , um die vollständige Abschaltung der fehlerhaften Anlage sicherzustellen .

Sicherungen sind zusätzlich mit einer farbigen Scheibe zu versehen das herausfällt, wenn das Element durchgebrannt ist, oder ein Elementfenster, das in den Sicherungskörper eingebaut ist, um ein durchgebranntes Element visuell anzuzeigen .

Bewertungs- und Schutzkoordination

Einführung in die Einstufung und den Schutz

Bei der Definition von Sollwerten von Schutzrelais oder Nennstrom von Sicherungen und NS-Leistungsschaltern  (z. B. ACB (Air Circuit Breaker)) muss sichergestellt sein, dass die gewählten Werte geeignet zum Schutz der Betriebsmittel sind und dass der Leistungsschalter auslöst oder die Sicherung durchbrennt ist nur derjenige, der dem fehlerhaften Stromkreis zugeordnet ist, und keine anderen Schutzvorrichtungen , was zu schwerwiegenden Störungen im Netz führen kann und in Qualität und Kontinuität des Dienstes .

Um dieses Ziel zu erreichen, wird eine Bewertungs- und Schutzkoordinationsstudie durchgeführt ist erforderlich.

Grundprinzipien

Studien zur Koordination von Schutzrelais durchgeführt werden, um Schutzrelaiseinstellungen zu ermitteln .

Fehlerstufen müssen festgelegt werden für alle möglichen Systembetriebsbedingungen , die verwendet wird, um die Schutzrelaisfähigkeit zu bestimmen um Systemfehler zu erkennen und zu beheben .

Die Schutzsysteme eingestellt sind um das elektrische System so wenig wie möglich zu isolieren , wodurch die durch den Fehler verursachte Unterbrechung minimiert wird .

Die Freigabezeiten des Schutzrelais sind bestimmt, die Kurzzeitbewertung der Primäranlage, die Anforderungen an die Systemstabilität und die Anforderungen der gesetzlichen Behörden zu erfüllen . Wir kümmern uns um die Bestimmung der korrekten Schutzrelais-Betriebsmargen, sowohl in Strom als auch in Zeit , um Malgrading effektiv zu beseitigen.

Beim Setzen von Distanzrelais an Doppelkreis-Hochspannungseinspeisungen die gegenseitige Nullsequenzkopplung zwischen den Schaltungen wird berücksichtigt, um die Möglichkeit einer Über- oder Unterreichweite zu minimieren .

Relais-Betriebseigenschaften und ihre Einstellung müssen sorgfältig aufeinander abgestimmt werden um Selektivität zu erreichen .

Ziel ist es im Grunde, nur die fehlerhafte Komponente abzuschalten und den Rest des Stromversorgungssystems in Betrieb zu lassen um Versorgungsunterbrechungen zu minimieren und Stabilität zu gewährleisten .

Selektivität , oder Diskriminierung , zwischen Schutzvorrichtungen kann als “ definiert werden die Koordination der Schutzgeräte, damit ein an beliebiger Stelle im Netz auftretender Fehler durch das vorgeschaltete Schutzgerät, das dem Fehler unmittelbar vorgeschaltete Schutzgerät und allein durch dieses Schutzgerät beseitigt wird stark> ” .

Sehen wir uns ein Beispiel dieser Definition an, wenn wir uns das Einliniendiagramm ansehen von Abbildung 6, wo es Schutzsysteme gibt SP1 zu SP6 :

Abbildung 6 – Einliniendiagramm der elektrischen Installation

Selektivität bedeutet, dass bei Auftreten eines Fehlers an Punkt A , das einzige Schutzsystem, das aktiviert werden sollte ist SP5 und dass die anderen Schutzsysteme nicht auslösen dürfen.

Zwei Prinzipien werden verwendet, um Selektivität zu etablieren:

• Aktuelle Diskriminierung .
• Zeitliche Diskriminierung .

Einstufung und Schutzkoordination in Niederspannungs-, Mittelspannungs- und Hochspannungsnetzen

Um Bewertungs- und Schutzkoordinationsstudien einzurichten es muss die Konfiguration und die Komplexität des Netzwerks berücksichtigt werden .

LV-Vertriebs- und Benutzernetzwerke haben normalerweise eine radiale Konfiguration .

MV-Vertriebsnetzwerke haben normalerweise eine Kombination aus sowohl radialer als auch doppelseitiger Einspeisung mit NO-Punkt-Konfigurationen und eine wichtige Komplexität .

MV-Netzwerke der Nutzer haben normalerweise einen Radial Konfiguration , allerdings in Großanlagen eine Doppelendzuführung mit NO-Spitze Konfiguration verwendet wird.

Aufgrund der Komplexität der Netzbewertungs- und Schutzkoordinationsstudien für HV-Übertragungsnetze und MV-Verteilungsnetze , spezialisierte Ingenieure erforderlich sind und der Einsatz bestimmter Software-Tools zur Netzwerkanalyse wie ETAP, PSS/E, EPSO und PTW .

Bewertungs- und Schutzkoordinationsstudien des MV-Benutzernetzwerks sind normalerweise einfacher und können den grundlegenden Anweisungen folgen, die später in diesem Abschnitt besprochen werden.

Besondere Aufmerksamkeit muss in der Grenze des Stromverteilungsunternehmensnetzes beachtet werden (Einspeisung ) und Nutzernetzwerk und Schutzkoordinierungsprotokoll muss zwischen beiden Einheiten erstellt werden .

Für LV-Netzwerke , unter Verwendung von Leistungsschaltern und/oder Sicherungen die Selektivität von „Schutzschalter/Leistungsschalter “, „Sicherung/Sicherung “ und „Schutzschalter/Sicherung “ kann durch den Vergleich von „Zeit-Strom-Kurven“ erfolgen ” für einen bestimmten Wert des Fehlerstroms , unter Verwendung der Prinzipien von „c aktuelle Diskriminierung “ und „Zeitdiskriminierung “, auf die oben verwiesen wurde.

Aktuelle Diskriminierung dient zum Schutz vor Überlastung und der Schutz ist selektiv wenn das Verhältnis zwischen den Einstellschwellen höher ist als 1,6 .

Zeitdiskriminierung dient dem Schutz vor Kurzschlüssen , unter Verwendung eines vorgeschalteten Leistungsschalters oder einer Sicherung mit einer Zeitverzögerung und somit ist das Auslösen des nachgeschalteten Geräts schneller; der Schutz ist selektiv wenn das Verhältnis zwischen den Kurzschlussschutzschwellen ist nicht weniger als 1,5 .

Kabelzuführungsschutz

Sie können den aktualisierten Beitrag im Detail unter dem Titel Schutz von Kabeleinspeisungen – Fehlertypen, Ursachen und Differenzialschutz. lesen

Transformatorfehler und -schutz

Da es sich um ein sehr wichtiges und beschreibendes Thema handelt, das sehr detailliert diskutiert werden sollte, haben wir den Beitrag hier unter Leistungstransformatorschutz und -fehler aktualisiert und zusammengeführt

Fehler und Schutz von Freileitungen

Zur besseren Benutzerführung haben wir diesen Beitrag hierher verschoben und aktualisiert unter dem Namen „Freileitungsfehler &Schutz“

Motorprojektion

Wir haben den Blogbeitrag zur besseren Navigation und zum besseren Verständnis auf einen neuen Link verschoben. Sie können es hier sehen @ Motorschutz, häufige Arten von Motorfehlern und Geräte zum Schutz von HV- und LV-Motoren in diesem Beitrag.

Generatorprojektion

Wir haben bereits den Generatorschutz, häufige Arten von Generatorfehlern und Geräte zum Generatorschutz besprochen im vorherigen Post.

Verschiedener Schutz

Spannungs- und Frequenzschutz

Lastschwankungen und Schalt- und Kraftwerksausfälle kann zu Spannungs- und Frequenzschwankungen führen des Netzwerks, die die akzeptierten Grenzen des Geräte- und Netzwerkbetriebs überschreiten können .

Diese Situation kann zu Schäden an Geräten und teilweisem oder vollständigem Stromausfall im Netzwerk führen.

Um diese Situation Unter- und Überspannung zu vermeiden oder zu minimieren (Codes 27 bzw. 59 ) und Häufigkeit (Codes 81U bzw. 81O ) Schutzmaßnahmen verwendet werden.

Sammelschienenschutz

In HV-Umspannwerken Es ist üblich, ein Sammelschienenschutzrelais zu installieren , der am häufigsten verwendete Differentialschutz (87B ).

Dieses Relais ist mit allen CT verbunden der Umspannstation, um die Summe der ankommenden und abgehenden Ströme auszuwerten , wie in Abbildung 25 gezeigt.

Abbildung 25 – Sammelschienen-Differenzialschutzdiagramm

Das Funktionsprinzip dieses Schutzes basiert auf den Kirchhof-Gesetzen – aktuelles Recht .

Der Busschutz CT müssen sich auf der Einspeiseseite der Leistungsschalter befinden . Wenn der Busschutz-CT befinden sich auf der Busseite des Unterbrechers , dann existiert ein Schutz-Blindspot .

Durch Verwendung von Hoher Impedanz Relais im Differentialschutz das System kann so gestaltet werden, dass es toleranter gegenüber einer gesättigten ist CT .

Ein nichtlinearer Widerstand wird über die Relaisklemmen angeschlossen um die Spannung über dem Differentialrelais zu begrenzen auf einen sicheren Wert während Fehlerbedingungen .

Hochohmige Relais werden ausgiebig verwendet im modernen Differentialschutz für Hochspannungsbusse .

Der Vorteil der Verwendung von Hochimpedanzrelais im Bus-Differentialschutz Der Vorteil ist, dass sie so gestaltet werden können, dass sie stabil bleiben (nicht funktionieren ) für externe Fehler , wenn einer der CT gesättigt ist .

Für einen externen Fehler , der schlimmste Fall ist mit einem Stromwandler vollständig gesättigt und dem anderen Stromwandler nicht gesättigt . Der resultierende Differenzstrom bewirkt, dass die maximale Spannung über dem Differentialrelais auftritt . Eine Relay-Einstellung (in Volt ) ausgewählt, mit ausreichendem Spielraum , um sicherzustellen, dass der Differentialschutz bei diesem externen Fehlerzustand nicht anspricht .

Der Widerstand der CT-Sekundärwicklungen und Verkabelung müssen bekannt sein , und wird verwendet in den Relaiseinstellungsberechnungen .

Für interne Fehler die hohe Impedanz des Differentialrelais erzwingt einen Großteil des resultierenden Differentialstroms durch die CT anregenden Impedanzen . Die resultierende Spannung, die sich über dem Relais entwickelt hat ist im Wesentlichen die Leerlaufspannung des Stromwandlers , and will be well above the voltage setting of the relay . A non-linear resistor or varistor is connected across the relay terminals to limit the voltage to a safe value during fault conditions.

When a bus fault is detected , all of the circuit breakers on that bus are tripped . Bus faults are almost always permanent , rather than transient faults .

There must therefore be no auto-reclosing of breakers after a bus fault . Bus protections will often cancel the auto-reclose on any breaker which may have been initiated by another protection .

Many substations use bus bar arrangements such as double bus bar , as shown in the Figure 26, where feeders can be switched from one bus to another by means of isolating switches .

Figure 26 – Double bus bar arrangement

This complicates the bus protection somewhat, because the CT secondary circuits must be switched , by means of the isolator auxiliary switches , to correspond with the appropriate bus.

It is usual to have one zone of protection for each section of the bus . These are known as discriminating zones .

There is also another zone of differential protection for the entire substation , which is known as the check zone .

For tripping of a bus to take place with this arrangement it is necessary for both a discriminating zone relay and the check zone relay to operate .

Breaker Failure Protection

In HV substations is common the use of breaker failure protection (50BF ), if a breaker fails to be triggered by a tripping order , as detected by the non-extinction of the fault current , this back-up protection sends a tripping command to the upstream or adjacent breakers .

The breaker failure protection function is activated by a 0/1 binary signal received from the overcurrent protection functions (50/51, 50N/51N, 46, 67N, 67 ). It checks for the disappearance of current during the time interval specified by the time delay T .

It may also be taken into account the position of the circuit breaker , read on the logic inputs to determine the actual opening of the breaker . Wiring a volt-free closed circuit breaker position contact on the breaker closed equation editor input can ensure that the protection is effective in the following situations:

• When 50BF is activated by protection function 50N/51N (set point I_s0 <0.2 I_n ), detection of the 50BF current set point can possibly be not operational .
• When trip circuit supervision (TCS ) is used, the closed circuit breaker contact is short-circuited .

Automatic activation of this protection function requires the use of the program logic circuit breaker control function . A specific input may also be used to activate the protection from the equation editor . That option is useful for adding special cases of activation (e.g. tripping by an external protection unit ).

The time-delayed output of the protection unit should be assigned to a logic output via the control matrix.

The starting and stopping of the time delay T counte r are conditioned by the presence of a current above the set point (I> I_s ).

Weak End Infeed

Weak end infeed protection is a complement to the distance protection that is used if the value of fault current in the overhead line is lower than the set-point regulation of the distance protection .

Capacitor Banks Protection

When it comes to Power factor, Each phase of a capacitor bank is formed by groups of capacitors in series association for power factor improvement . The 3 phases are then connected in star , being the neutral point isolated or grounded , according to the operation of the network , as shown in Figure 27.

Figure 27 – Diagram of a capacitor bank

Common capacitor banks faults are:

• Capacitors short-circuit or fault in the connection cables.
• Short-circuit between the units and the metallic structure of racks or switchboards (phase-to-earth fault).
• Overloads caused by network harmonics.
• Dielectric breakdown due to network overvoltages or lightning.

When a group of capacitors fail and the neutral is grounded the bank will be imbalanced and a current will circulate in the neutral .

Each capacitor or group of capacitors is usually protected by fuses , which are already installed by the manufacturer.

Fuses must have an I ² t characteristic that will not cause the fuse to blow with the inrush current resulting from the connection of the capacitor bank .

Common protection devices of capacitor banks are:

• Instantaneous phase overcurrent (50 )
• Instantaneous earth overcurrent (50N/50G )
• Time delay phase overcurrent (51 )
• Time delay earth overcurrent (51N/51G )
• Over voltage protection (49 )

^[1] HV :High Voltage (V ≥ 60 kV ); MV :Medium Voltage (1 kV ); LV :Low Voltage (V ≤ 1 kV ).

^[2] IEC :International Electrotecnical Comission.

^[3] IEEE :Institute of Electrical and Electronics Engineers. ANSI :American National Standards Institute.

^[4] Residual capacitive current in the case of phase-to-earth fault (I_C ) is calculated by the equation I_C =3X_c U , where X_c  is the capacitive reactance of the cable and U the phase-to-phase voltage of the network.

^[5] In this article Gas Insulated Transformers (GIT ) are not analasyzed.

^[6] rms :root mean square.

^[7] Prime mover is the component that is used to drive the generato r and may be combustion engines (the case of diesel generator sets), gas turbines, steam turbines, wind turbines and hydraulic turbines.

^[8] The field in an AC generator consists of coils of conductors within the generator that receive a voltage from a source (called excitation ) and produce a magnetic flux .

The magnetic flux in the field cuts the armature to produce a voltage . This voltage is ultimately the output voltage of the generator .

About the Author:Manuel Bolotinha

-Licentiate Degree in Electrical Engineering – Energy and Power Systems (1974 – Instituto Superior Técnico/University of Lisbon)
– Master Degree in Electrical and Computers Engineering (2017 – Faculdade de Ciências e Tecnologia/Nova University of Lisbon)
– Senior Consultant in Substations and Power Systems; Professional Instructor

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