عندما تسأل أحد مهندسي المرحلات ذوي الخبرة أي مرحل حماية لن يتم إخراجه من الخدمة على محول الطاقة، ستكون الإجابة دائمًا مرحل التفاضل. على الرغم من أن المغذيات قابلة لإعادة الإغلاق ويمكن فصل القضبان، فإن فشل المحول الذي لم يتم تصحيحه تلقائيًا يؤدي إلى تمزق الخزان، واشتعال الزيت، وانقطاع طويل. تعتبر الحماية التفاضلية أسرع وأدق حماية متاحة لهذا النوع من الفشل، ولهذا السبب يعمل مرحل التفاضل الحديث في غضون 20 مللي ثانية.
سنقوم الآن بوصف ما تتضمنه المنطقة من حيث الممارسة، وكيف تتخذ المرحل قرارات، وما هي إعدادات الحماية وكيف يتم توصيل المحولات الحالية اعتمادًا على تصميم لف المحول المعني. إذا كنت تبحث عن المحولات أو عن لوحات المرحلات بدلاً من المرحلات، فإن الفقرتين الأخيرتين ستكونان مثيرتين لاهتمامك.
إجابة مختصرة: تعمل حماية المحول التفاضلية من خلال مقارنة التيار الداخل إلى المحول مع التيار الخارج من المحول. إذا كان كل شيء على ما يرام، فإن التيارين سيكونان متساويين؛ ومع ذلك، إذا كان التيار غير متوازن، فإن المرحل سيتوقف. الرمز ANSI المقابل هو 87T. في العديد من الأنظمة، ومع ذلك، يتم استخدام دائرة حماية تفاضلية ذات انحياز بنسبة مئوية مع إعداد التشغيل عند حوالي 20-30% من التيار المقنن للمحول.
المنطقة التي تحميها — والحدود التي تهم أكثر
يحمي نظام الحماية التفاضلية أي آلة تقع بين مجموعتين من المحولات الحالية. فيما يتعلق بمحول ذو لفين، يغطي هذا اللفائف، والنواة، ومغير التوصيل، والأسلاك الداخلية، والمداخل حتى نقطة تركيب المحولات الحالية. ومع ذلك، فإن المغذيات السفلية وأنظمة القضبان عالية الجهد التي تزود المحولات بالطاقة غير مشمولة في هذه الترتيبات.
لهذا السبب، فإن وضع المحولات الحالية هو ربما الجانب الأكثر أهمية في تصميم النظام بأكمله. إذا كانت المحولات عالية الجهد تقع بعيدًا جدًا عن المحول، فإن أي عطل يحدث في السلك بين غرفة التبديل والمحول سيكون خارج نطاق كل من المرحل التفاضلي والمحول، وسيكون من الضروري وجود أجهزة حماية إضافية ضد الأعطال الأرضية أو التيار الزائد لتغطية تلك المسافة المحددة من السلك. يسمح القرب الأقصى بين المحولين الحاليين والمحول بشكل أساسي بإزالة الفجوة.
كيف يعمل مبدأ التفاضل
المفهوم بسيط بشكل مدهش. المبادئ الفعلية للمحول لا تهم؛ ببساطة، يمكن وصف المحول كجهاز نقل تيار. لذلك، يجب أن تكون التيارات على الجوانب الثانوية للمحولات الحالية متطابقة. ثم “يبحث” المرحل عن شذوذ أو فرق، وهو غير موجود. تلك المساواة تنطبق فقط إذا كانت المحولات الحالية نفسها بحجم صحيح ومتصلة بشكل صحيح، مما يعني أن المخطط يرث كل خطأ تم ارتكابه في دائرة المحولات الحالية — الشائعة طرق توصيل المحولات الحالية المستخدمة في دوائر الحماية تستحق أن تكون صحيحة قبل أي شيء آخر.
التيار التشغيلي هو أساسًا مجموع المتجهات للتيارين الثانويين الناتجين عن محولات التيار:
Iop= |I1ثانية– I2ثانية|
بعد ظهور عطل داخل المحول، يظهر مكون ثالث لم يتم احتسابه بواسطة المحولات، وبالتالي، لم يعد يمكن أن يكون المجموع صفرًا. ولكن هناك عاملان يعقدان الوضع لأن المحول دائمًا ما يحتوي على فرع مغناطيسي، وبالتالي، يوجد بعض عدم التوازن الصغير الذي هو في الحقيقة تيار تسرب أو عدم تطابق حتى عندما يعمل النظام بشكل صحيح. يمكن قول الشيء نفسه عن نسب المحول وعمل معدات السحب التي عادةً ما لا تكون متطابقة لجميع المحولات التي تواجه نفس الوضع.
وبالتالي، فإن المرحل الوحيد المفيد الذي يمكن أن نفكر فيه اليوم قد يكون متحيزًا. من الجدير بالذكر أن كل محول تيار ينتج تيار التقييد باستخدام القيمة الأكبر من التيارين (أو متوسطهما). هذا يعني أنه في الظروف العادية حتى لو كان هناك بعض الاختلاف الصغير، يبقى التيار ضمن حدود تيار التقييد. عندما يوجد عطل حقيقي، يعمل المرحل بشكل مثالي.
بالإضافة إلى ذلك، تتضمن معظم المرحلات أيضًا عنصرًا خاصًا يتفاعل على الفور تحت مستوى تيار مرتفع جدًا (حتى 20 مرة أكثر من مستوى معدات السحب). هذا العنصر ضروري لأنه عند مستويات عالية جدًا من تيار العطل، قد يتشبع محول التيار على أحد الجانبين بشكل سيء لدرجة أن القياس المتحيز يفشل.
إعدادات التحيز النسبية التي يتم استخدامها فعليًا
تظهر الكتيبات الخاصة بالمرحلات كمية هائلة من التباين، وهو ما ليس مفيدًا جدًا عندما تواجه قائمة فحص تكليف المرحل. إليك الإعدادات الأكثر استخدامًا في الممارسة العملية لمرحلة 87T القياسية:
- الالتقاط (Id أو Is1): 20–30% من مستوى تيار المحول المصنف. اختر 30% إذا كانت محولات التيار من فئة منخفضة أو إذا كان الحمل غير متوازن، مع استخدام إعداد 20% فقط عندما تكون محولات التيار والأسلاك متطابقة جيدًا.
- الميل 1: 25–40%، للنطاق الأول، الذي يتوافق مع الحمل العادي وعطل معتدل.
- الميل 2: 50–80%، للنطاق الثاني، عندما يكون تيار العطل أعلى بحوالي 2–4 مرات من التيار المصنف. يتوافق هذا النطاق مع تشبع محول التيار أثناء عطل خارجي ثقيل.
- حجب التوافقي الثاني: 15–20%، يستخدم لتفعيل حجب المرحل حتى لا يتم تفعيله بواسطة ظاهرة الاندفاع.
- حجب التوافقي الخامس: 20–35%، يستخدم للحجب عند التشغيل في حالة الإثارة الزائدة.
- إعداد عالي فوري: 8–20 × سحب، بدون حجب توافقي.
يستحق إعداد التوافقي الثاني تحذيرًا أيضًا. يبدو أن الحجب التقليدي يفترض وجود التوافقي الثاني في تيار الدفق. تعمل تقنية النواة التقليدية باستخدام الفولاذ عالي السيليكون على هذا الافتراض، ولكن تقنيات نواة المحولات المتقدمة، مثل المعادن غير المتبلورة، قد قللت بشكل كبير من وجود التوافقي الثاني في تيار الدفق. وبالتالي، فإن حجب المرحل عند 15% على مثل هذه المحولات قد يؤدي إلى رحلات زائفة بعد التشغيل. تشمل الحلول الشائعة الحجب المتقاطع أو الكشف القائم على شكل الموجة لتيار الدفق. لذلك، إذا كنت تحدد المرحلات لمحولة ذات خسائر منخفضة، تأكد من السؤال عن الطريقة التي يستخدمها البائع.
اتصالات CT لللفائف دلتا، واي وزيج زاج
هنا يمكننا رؤية الفرق بين المخططات الكلاسيكية والحديثة ومصدر العديد من أخطاء التشغيل.
في المخططات الكلاسيكية الكهروميكانيكية، تكون اتصالات CT هي نفسها اتصال المحولة. بالنسبة لمحولات Dyn11، تحتوي CTs على جانب الجهد العالي على اتصال نجمي بينما تحتوي CTs على جانب الجهد المنخفض على اتصال دلتا. يحل اتصال الدلتا مشكلتين في وقت واحد: يلغي انزياح الطور البالغ 30 درجة الناتج عن لف الدلتا للمحول ويمنع مرور تيار التسلسل الصفري عبر المرحل عندما يكون هناك خطأ أرضي خارجي.
في المرحل الرقمي، يتم توصيل جميع CTs باتصال نجمي. يتم تنفيذ انزياح الطور، ومطابقة النسبة، وتصنيف التسلسل الصفري بواسطة البرمجيات. وبالتالي تصبح الأسلاك أبسط والاختبار أسهل، ومع ذلك، فإنها تخلق أيضًا نقطة واحدة غالبًا ما يتم تجاهلها: يجب على المرحل حجب تيار التسلسل الصفري بواسطة البرمجيات تمامًا كما فعل الاتصال الدلتا في الأجهزة. عدم تفعيل هذا الفلتر قد يؤدي إلى عمل دائرة CT تحت تأثير الخطأ الأرضي الخارجي مما يجعل المرحل ينفصل. تأكد من التحقق من الإعدادات؛ تقدم الغالبية العظمى من الشركات ذلك ولكن ليس دائمًا يتم تفعيله بشكل افتراضي.
بغض النظر عن التكنولوجيا، يجب الالتزام بثلاث قواعد:
- يجب أن تتطابق النسب. يجب اختيار نسبة CT بطريقة تجعل التيارات قريبة من 10% من بعضها البعض على كلا الجانبين عند النقطة المصنفة لتجنب فقدان الهامش.
- يجب أخذ محول التبديل في الاعتبار. تقوم المحولة مع ±10% بتغيير نسبتها بمقدار 20% من طرف إلى آخر ويجب أخذ هذه الفروق في الاعتبار في خصائص الميل للمرحل؛ إذا كانت شديدة الانحدار، فإن الحساسية تضحي.
- يجب اتباع القطبية. القاعدة هي أن جميع CTs تواجه المحولة. إذا قمت بتغيير اتجاه أحد أزواج CTs، فبدلاً من الفرق، سيتعرف المرحل على التيار الكلي.
إذا كنت تعمل من خلال الأسلاك على وحدة غير مألوفة، فإن هذا الدليل حول كيفية توصيل اتصالات المحولات دلتا وواي يغطي جانب اللف لنفس المشكلة، وهو مفيد عند مقارنة الرسومات مع لوحة الاسم.
الفرق بين الحماية التفاضلية وREF — وأين تقصر المخطط
حماية عطل الأرض المقيدة، والتي تُعرف أيضًا باسم ANSI 64REF أو ببساطة REF، يُقال إنها “الحماية التفاضلية لملف واحد”. هذا صحيح تمامًا حيث أن REF هو مخطط عالي المقاومة يقيس التيار المتدفق إلى نقطة النجمة لملف واحد مقابل التيار العائد عبر CTs الطور. نظرًا لأنه يكشف عن التيار في ملف واحد فقط، فإنه أكثر حساسية بكثير من المخطط التفاضلي الكامل، وعادة ما يكون أكثر حساسية بحوالي عشرة أضعاف.
لماذا كلاهما مطلوب؟ لأنه في حالة حدوث عطل بين اللف الأرضي بالقرب من المحايد لملف نجمي واحد، سيكون التيار صغيرًا ومعظم التيار سيتداول في الملف نفسه بدلاً من المرور عبر المنطقة التفاضلية. لا يمكن لجهاز الحماية 87T رؤيته. يمكن لـ REF رؤيته.
يجب أن نعدد العيوب الرئيسية للحماية التفاضلية، حيث تحدد الإعدادات:
- تشبع CTs في حالة الأعطال الخارجية. يمكن أن يؤدي عطل خارجي قوي إلى تشبع دائرة CT واحدة مما يؤدي إلى تشكيل تيار تفاضلي زائف. في هذه الحالة، يمكن استخدام الانحياز، ومنحدر تشغيل آخر وCTs ذات حمل كافٍ.
- عدم تطابق نسبة الطور. كل إجراء تعويضي يؤدي إلى تقليل حساسية النظام.
- نطاق تنظيم محول التوصيل. كلما زاد نطاق محول التوصيل، زاد التيار التفاضلي الذي يجب تحمله، وبالتالي يجب استخدام منحدر تشغيل أعلى.
- تدفق التيار الزائد والإثارة الزائدة. يتم حل المشكلة بمساعدة تقييد التوافقيات الذي يؤدي إلى تقليل حساسية الجهاز.
- المناطق العمياء. تقع الأعطال خارج منطقة CT مما يجعلها غير مرئية.
- سلامة دائرة CT. أعتقد أنه في الغالبية العظمى من الحالات، لا تحدث المشكلة بسبب تشغيل المحول ولكن لأسباب أخرى مرتبطة بعمل الدائرة.
للحصول على منظور حول كيفية بناء استشعار عطل الأرض حول مبدأ مختلف، فإن محول تيار توازن النواة هو تباين مفيد: إنه يكشف عن التيار المتبقي بدلاً من التيار التفاضلي، وهو ما ستستخدمه لعطل الأرض في كابل أو محرك حيث لا توجد منطقة تفاضلية.
التشغيل والتحقق المستمر
When installing a differential relay, it is important to perform commissioning tests to prevent issues later on. The following are the minimum requirements to be done during tests:
- Check the CT ratio and polarity on both sides in accordance with wiring diagrams. Primary injection testing method is advantageous.
- Test that CT secondary currents are balanced under load; store the measured spill current.
- Prove stability by injecting a through current equal to the external fault current. The relay shouldn’t be activated.
- Prove sensitivity: set a current just over the relay’s acceptable value and check that the relay operates as intended.
- Check harmonic blocking using second harmonic injection.
- Check the CT burden and compare to the rated burden for the CT.
After the commissioning phase of the relay the routine checks include very easy steps: measure and save spill current each year, alter the records of the relay for each through fault and monitor if there are new loads added to the spare CT coil. For a wider view of what else belongs on the annual transformer routine, this قائمة فحص صيانة المحولات is a reasonable template to adapt to your own site.
الأسئلة المتكررة
What is transformer differential protection?
This is a protection plan which measures the amount of electricity flowing into the transformer against that flowing out of it. When both energies match, it means that there is no short circuit; if there is any difference above the threshold point defined for the protection – an internal failure is detected and the relay sends the trip signal to the transformers circuit breakers through the blocking relay.
What is the ANSI code for transformer differential protection?
The transformer differential relay is given the number 87T. While 87 is the general code for all differential relays, 87T indicates that it has been designed specifically for use with a transformer. Some other codes that may be found on the same panel are 87G or 64REF in relation to restricted earth fault, 87B for busbar differential, 50/51 for time overcurrent back-up, Buchholz or sudden pressure 63, 49 for thermal, and 24 for over-excitation.
How to calculate transformer differential protection?
Carry out the process in five stages. As an example, let us take a 10 MVA, 33/11 kV, Dyn11 transformer.
- Calculate the rated currents. The primary current is 10,000 ÷ (√3 × 33) = 175 A and the secondary current is 10,000 ÷ (√3 × 11) = 525 A.
- Select CT ratios. The CT ratios of 200/1 on the 33 kV side and 600/1 on the 11 kV side give 0.875 A and 0.875 A secondary, which is a perfect match at nominal tap. Ensure that the mismatch does not exceed 10% over the whole tapping range.
- Determine pickup value. It will be 0.25 × 0.875 ≈ 0.22 A; round it up to the available nearest step which is approximately 0.25 A.
- Calculate restaint. The value of restraint is 4 × 0.875 = 3.5 A for a through current of 4 times rated current. The slope at 30% means that the relay has to operate at a current exceeding 1.05 A.
- Test the instantaneous element. For a tap setting of 10, it will give the value of 2.5A.
For what rating of transformer is differential protection recommended?
There are variations in practice depending on utility and the importance of the unit, but the following limits are generally followed. For less than approximately 1 MVA, fuses and overcurrent relays can be used. For values from around 1 to 5 MVA, differential protection starts being employed in critical units and transformers feeding the plant. For values greater than 5 and especially for those over around 10 MVA, the installation of differential protection becomes obligatory. There are two exceptions to that rule. One way is when a transformer is of the kind where replacement is a very complex and/or costly operation. Another reason can be a low level of fault currents compared to a transformer capacity.
المراجع
- Electrical Engineering Portal — Transformer differential protection scheme
- Circuit Globe — Differential protection of a transformer
- Electrical4U — Differential protection of transformer and differential relays
- IEEE Standards Association — IEEE Std C37.91, Guide for Protective Relay Applications to Power Transformers
- SEL — Transformer differential protection application notes
الخاتمة
Differential protection in itself is simple: compare the input with the output, and adjust the threshold in such a way that the normal discrepancies do not activate your protection. The problem is in the details: correct placement of CT, ratio matching, zero-sequence filter, use of harmonic block, and tap changer range. Provided these details are correct, the relay of differential protection would work perfectly for a long period of time, activating only when it is necessary. If these details are wrong, they would appear to be mistaken as soon as the transformer is energized.
In case the transformer in question is the one you are sourcing instead of protecting, then we are manufacturing oil-immersed transformers and dry-type equipment complete with all relevant test documentation, thus, you have all necessary nameplate information for CT selection and relay setup before the transformer is dispatched. You could ask for quotation for the transformer including the test report, drawings and tap range, it is in most cases enough for the protection engineer to finalize relay settings without additional emails.