Differenzschutz von Transformatoren

Wenn Sie einen der erfahrenen Relaisingenieure fragen, welches Schutzrelais niemals aus einem Leistungstransformator außer Betrieb genommen wird, wird die Antwort immer das Differenzialrelais sein. Obwohl Einspeisungen wieder schaltbar sind und Sammelschienen getrennt werden können, führt ein Transformatorfehler, der nicht automatisch beseitigt wurde, zu einem rupturierten Tank, brennendem Öl und längeren Ausfällen. Der Differenzialschutz ist der schnellste und selektivste Schutz, der für diese Art von Fehlern verfügbar ist, weshalb ein modernes Differenzialrelais innerhalb von 20 Millisekunden arbeitet.

Wir werden nun in praktischen Begriffen beschreiben, was die Zone umfasst, wie das Relais Entscheidungen trifft, welche Schutzeinstellungen vorhanden sind und wie die CTs je nach Wicklungsdesign des betreffenden Transformators verkabelt sind. Wenn Sie nach Transformatoren oder nach Relaispanels und nicht nach Relais suchen, werden die letzten beiden Absätze für Sie von Interesse sein.

Kurze Antwort: Der Differenzialschutz für Transformatoren funktioniert, indem der Strom, der in den Transformator fließt, mit dem Strom verglichen wird, der den Transformator verlässt. Wenn alles in Ordnung ist, sind die beiden Ströme gleich; jedoch, wenn der Strom unausgeglichen ist, wird das Relais auslösen. Der entsprechende ANSI-Code ist 87T. In vielen Systemen wird jedoch ein prozentualer, biasierter Differenzialschutzkreis verwendet, dessen Ansprechwert bei etwa 20-30% des Nennstroms des Transformators eingestellt ist.

Die Zone, die sie schützt — und die Grenze, die am wichtigsten ist

Ein Differenzialschutzsystem schützt jede Maschine, die sich zwischen zwei Sätzen von Stromwandlern befindet. Was einen Transformator mit zwei Wicklungen betrifft, umfasst dies Wicklungen, Kern, Abzapfwechsler, interne Drähte und Durchführungen bis zum Punkt der CT-Installation. Allerdings sind abwärts gerichtete Einspeisungen und Hochspannungsbus-Systeme, die Strom zu Transformatoren liefern, nicht in diesen Anordnungen enthalten.

Deshalb ist die Platzierung der Stromwandler vielleicht der entscheidendste Aspekt beim Entwurf des gesamten Systems. Wenn der Hochspannungs-CT zu weit vom Transformator entfernt ist, wird jeder Fehler, der im Kabel zwischen dem Schaltzimmer und dem Transformator auftritt, außerhalb des Anwendungsbereichs sowohl des Differenzialrelais als auch des Transformators liegen, und zusätzliche Erdschluss- oder Überstromschutzvorrichtungen werden benötigt, um diesen bestimmten Abschnitt des Kabels abzudecken. Die maximale Nähe der beiden Stromwandler zum Transformator zu ermöglichen, beseitigt im Wesentlichen die Lücke.

Wie das Differenzialprinzip funktioniert

Das Konzept ist überraschend einfach. Die tatsächlichen Transformatorprinzipien sind irrelevant; so einfach ist das, ein Transformator kann als ein Stromübertragungsgerät beschrieben werden. Daher müssen die Ströme auf der Sekundärseite der CTs identisch sein. Das Relais “sucht” dann nach einer Abnormalität oder einem Unterschied, der nicht existiert. Diese Gleichheit gilt nur, wenn die CTs selbst korrekt dimensioniert und verkabelt sind, was bedeutet, dass das Schema jeden Fehler im CT-Kreis erbt — das gemeinsame CT-Anschlussmethoden, die in Schutzschaltungen verwendet werden sind es wert, richtig gemacht zu werden, bevor etwas anderes.

Der Betriebsstrom ist im Grunde die Vektorsumme der beiden sekundären Ströme, die von den Stromwandlern erzeugt werden:

Iop= |I1sek– I2sek|

Nach dem Auftreten eines Fehlers im Transformator erscheint eine dritte Komponente, die von den Transformatoren nicht berücksichtigt wurde, daher konnte die Summe nicht mehr null sein. Aber es gibt zwei Faktoren, die die Situation komplizieren, da ein Transformator immer einen magnetisierenden Zweig hat, daher gibt es eine kleine Ungleichheit, die wirklich ein Spill- oder Fehlanpassungsstrom ist, selbst wenn das System ordnungsgemäß funktioniert. Das Gleiche gilt für die Verhältnisse des Transformators und den Betrieb der Abgriffsausrüstung, die normalerweise auch nicht für alle Transformatoren, die mit der gleichen Situation konfrontiert sind, gleich sind.

Daher könnte das einzige nützliche Relais, das man heute entwickeln kann, voreingenommen sein. Es ist erwähnenswert, dass jeder Stromwandler den Hemmstrom unter Verwendung des größeren Wertes der beiden Ströme (oder deren Durchschnitt) erzeugt. Das bedeutet, dass unter normalen Bedingungen, selbst wenn es eine kleine Differenz gibt, der Strom innerhalb der Grenzen des Hemmstroms bleibt. Wenn ein echter Fehler vorliegt, funktioniert das Relais perfekt.

Darüber hinaus enthalten die meisten Relais auch ein spezielles Element, das sofort auf sehr hohe Stromniveaus (bis zu 20-mal mehr als das Niveau der Abgriffsausrüstung) reagiert. Dieses Element ist notwendig, da bei sehr hohen Fehlerströmen der Stromwandler auf einer der Seiten so stark sättigen kann, dass die voreingenommene Messung fehlschlägt.

Prozentuale voreingestellte Einstellungen, die tatsächlich verwendet werden

Die Handbücher für Relais zeigen eine enorme Variation, die nicht sehr hilfreich ist, wenn man mit einer Inbetriebnahme-Checkliste für Relais konfrontiert ist. Hier sind die Einstellungen, die in der Praxis am häufigsten für ein Standard-87T-Relais verwendet werden:

• Abholung (Id oder Is1): 20–30% des Nennstromniveaus des Transformators. Wählen Sie 30%, wenn die CTs von niedriger Klasse sind oder wenn die Last unausgeglichen ist, wobei die Einstellung 20% nur verwendet wird, wenn CTs und Verkabelung gut abgestimmt sind.
• Neigung 1: 25–40%, für Bereich eins, der einer normalen Last und einem moderaten Fehler entspricht.
• Neigung 2: 50–80%, für Bereich zwei, wenn der Fehlerstrom etwa 2–4-mal höher ist als der Nennstrom. Dieser Bereich entspricht der CT-Sättigung während eines schweren externen Fehlers.
• Blockierung der zweiten Harmonischen: 15–20%, verwendet zur Energiebereitstellung, um das Relais zu blockieren, damit es nicht durch das Anlaufphänomen ausgelöst wird.
• Blockierung der fünften Harmonischen: 20–35%, verwendet zur Blockierung beim Betrieb in Übererregung.
• Sofortige Hochsetzung: 8–20 × Abgriff, keine harmonische Blockierung.

Die Einstellung des zweiten harmonischen Signals verdient ebenfalls eine Warnung. Konventionelles Blockieren scheint die Anwesenheit der zweiten Harmonischen im Einschaltstrom vorauszusetzen. Traditionelle Kerntechnologie, die hochsiliziumhaltigen Stahl verwendet, basiert auf dieser Annahme, aber fortschrittliche Transformator-Kerntechnologien, wie amorphe Metalle, haben die Anwesenheit der zweiten Harmonischen im Einschaltstrom dramatisch reduziert. Daher kann das Blockieren des Relais bei 15% an solchen Transformatoren zu Fehltrips nach dem Einschalten führen. Häufige Lösungen beinhalten Kreuzblockierung oder wellenbasierte Erkennung für Einschaltströme. Wenn Sie also die Relais für einen Transformator mit niedrigen Verlusten spezifizieren, fragen Sie unbedingt, welche Methode der Anbieter verwendet.

CT-Anschlüsse für Delta-, Stern- und Zickzackwicklungen

Hier können wir den Unterschied zwischen klassischen und modernen Schaltungen sowie die Quelle vieler Inbetriebnahmefehler sehen.

In klassischen elektromechanischen Schaltungen ist der CT-Anschluss derselbe wie der Anschluss des Transformators. Bei Dyn11-Transformatoren haben die Hochspannungsseite CTs einen Sternanschluss und die Niederspannungsseite CTs einen Deltaanschluss. Der Deltaanschluss löst zwei Probleme auf einmal: Er hebt die 30-Grad-Phasenverschiebung auf, die durch die Deltawicklung des Transformators verursacht wird, und blockiert den Nullfolgenstrom, der durch das Relais fließt, wenn ein externer Erdschluss vorliegt.

In einem numerischen Relais sind alle CTs mit Sternanschluss verbunden. Die Phasenverschiebung, das Verhältnis und die Nullfolgenfilterung werden durch Software durchgeführt. Die Verkabelung wird dadurch einfacher und die Prüfung leichter, jedoch entsteht auch ein Punkt, der oft übersehen wird: Das Relais muss den Nullfolgenstrom durch Software blockieren, genau wie der Deltaanschluss es in der Hardware tat. Das Nichtaktivieren dieses Filters kann dazu führen, dass der CT-Kreis unter dem Einfluss des externen Erdschlusses arbeitet, was das Relais zum Auslösen bringt. Stellen Sie sicher, dass Sie die Einstellungen überprüfen; die Mehrheit der Unternehmen bietet dies an, aber es ist nicht immer standardmäßig aktiviert.

Unabhängig von der Technologie müssen drei Regeln beachtet werden:

• Die Verhältnisse müssen übereinstimmen. Das CT-Verhältnis muss so gewählt werden, dass die Ströme 10% auf beiden Seiten am Nennabgriff nahe beieinander liegen, um einen Verlust der Marge zu vermeiden.
• Der Abgriffwechsel muss berücksichtigt werden. Der Transformator mit ±10% Abgriffen ändert sein Verhältnis um 20% von Ende zu Ende, und dieser Unterschied muss in den Steigungsmerkmalen des Relais berücksichtigt werden; wenn es zu steil gemacht wird, geht die Empfindlichkeit verloren.
• Die Polarität muss beachtet werden. Die Konvention ist, dass alle CTs zum Transformator zeigen. Wenn Sie die Ausrichtung eines der Paare von CTs ändern, erkennt das Relais anstelle der Differenz den Gesamtstrom.

Wenn Sie die Verkabelung an einem unbekannten Gerät durchgehen, wird diese Anleitung wie man Transformator-Deltaverbindungen und Sternverbindungen verkabelt die Wickelseite des gleichen Problems abdecken, was nützlich ist, wenn Sie Zeichnungen mit dem Typenschild vergleichen.

Differentialschutz versus REF — und wo das Schema versagt

Die eingeschränkte Erdschlussüberwachung, die auch als ANSI 64REF oder einfach REF bezeichnet wird, gilt als “die Differenzialüberwachung einer Wicklung”. Das ist durchaus zutreffend, da REF ein Hochimpedanzschema ist, das den Strom misst, der zum Sternpunkt einer Wicklung fließt, im Vergleich zu dem Strom, der durch die Phasen-CTs zurückfließt. Da es nur den Strom in einer Wicklung erkennt, ist es viel empfindlicher als das gesamte Differenzialschema und in der Regel etwa zehnmal empfindlicher.

Warum werden beide benötigt? Weil im Falle eines Erdschlusses, der in der Nähe des Neutralpunkts einer Sternwicklung auftritt, der Strom gering sein wird und der Großteil davon im Inneren der Wicklung zirkuliert, anstatt durch die Differenzialzone zu fließen. Das gesamte 87T-Relais kann dies nicht erkennen. REF kann es.

Wir sollten die wesentlichen Nachteile der Differenzialüberwachung aufzählen, da sie die Einstellungen bestimmen:

• Sättigung der CTs im Falle von externen Fehlern. Ein starker externer Fehler kann zur Sättigung eines CT-Kreises führen, wodurch ein falscher Differenzialstrom entsteht. In diesem Fall können Bias, eine andere Betriebsneigung und CTs mit ausreichender Belastung verwendet werden.
• Verhältnis-Phasenunterschied. Jede Kompensationsmaßnahme führt zu einer verringerten Empfindlichkeit des Systems.
• Regelbereich des Abgriffs. Je größer der Bereich des Abgriffs ist, desto größer muss der tolerierte Differenzialstrom sein, sodass eine höhere Betriebsneigung verwendet werden sollte.
• Stromstoß und Übererregung. Das Problem wird mit Hilfe von harmonischen Einschränkungen gelöst, die zur Reduzierung der Empfindlichkeit des Geräts führen.
• Blinde Zonen. Die Fehler befinden sich außerhalb der CT-Zone und sind somit unsichtbar.
• Integrität des CT-Kreises. Ich glaube, dass das Problem in den meisten Fällen nicht aufgrund des Betriebs des Transformators auftritt, sondern aus anderen Gründen, die mit der Schaltung zusammenhängen.

Um einen Überblick darüber zu erhalten, wie die Erdschlussüberwachung auf einem anderen Prinzip basiert, ist der Kernbalancestromtransformator ein nützlicher Kontrast: Er erkennt den Reststrom anstelle des Differenzialstroms und wird verwendet, wenn ein Kabel- oder Motorerdschluss vorliegt, wo keine Differenzialzone existiert.

Inbetriebnahme und laufende Prüfungen

Bei der Installation eines Differenzialrelais ist es wichtig, Inbetriebnahmeprüfungen durchzuführen, um spätere Probleme zu vermeiden. Die folgenden Mindestanforderungen sind während der Prüfungen zu erfüllen:

• Überprüfen Sie das CT-Verhältnis und die Polarität auf beiden Seiten gemäß den Verdrahtungsdiagrammen. Die Methode der Primäreinspeisung ist vorteilhaft.
• Testen Sie, ob die sekundären CT-Stromwerte unter Last ausgeglichen sind; speichern Sie den gemessenen Spillstrom.
• Nachweis der Stabilität durch Einspeisung eines Durchstroms, der dem externen Fehlerstrom entspricht. Das Relais sollte nicht aktiviert werden.
• Nachweis der Empfindlichkeit: Stellen Sie einen Strom ein, der gerade über dem akzeptablen Wert des Relais liegt, und überprüfen Sie, ob das Relais wie vorgesehen funktioniert.
• Überprüfen Sie die harmonische Blockierung mit Hilfe der Einspeisung der zweiten Harmonischen.
• Überprüfen Sie die CT-Belastung und vergleichen Sie sie mit der Nennbelastung für den CT.

Nach der Inbetriebnahmephase des Relais umfassen die routinemäßigen Überprüfungen sehr einfache Schritte: Messen und speichern Sie den Spillstrom jedes Jahr, ändern Sie die Aufzeichnungen des Relais für jeden Durchfehler und überwachen Sie, ob neue Lasten zur freien CT-Spule hinzugefügt werden. Für einen umfassenderen Überblick darüber, was sonst noch zur jährlichen Transformator-Routine gehört, ist dies Wartungscheckliste für Transformatoren eine angemessene Vorlage, die an Ihren eigenen Standort angepasst werden kann.

Häufig gestellte Fragen

Was ist der Differenzialschutz für Transformatoren?

Dies ist ein Schutzplan, der die Menge an Elektrizität misst, die in den Transformator fließt, im Vergleich zu der, die herausfließt. Wenn beide Energien übereinstimmen, bedeutet dies, dass kein Kurzschluss vorliegt; wenn es eine Abweichung über dem für den Schutz definierten Schwellenwert gibt, wird ein interner Fehler erkannt und das Relais sendet das Auslösesignal an die Leistungsschalter des Transformators über das Blockierrelai.

Was ist der ANSI-Code für den Differenzialschutz von Transformatoren?

Das Differenzialrelais für Transformatoren erhält die Nummer 87T. Während 87 der allgemeine Code für alle Differenzialrelais ist, zeigt 87T an, dass es speziell für den Einsatz mit einem Transformator entwickelt wurde. Einige andere Codes, die auf demselben Panel gefunden werden können, sind 87G oder 64REF in Bezug auf eingeschränkten Erdschluss, 87B für Busbar-Differenzial, 50/51 für zeitgesteuerte Überstromsicherung, Buchholz oder plötzlicher Druck 63, 49 für thermische und 24 für Übererregung.

Wie berechnet man den Differenzialschutz für Transformatoren?

Führen Sie den Prozess in fünf Phasen durch. Als Beispiel nehmen wir einen 10 MVA, 33/11 kV, Dyn11 Transformator.

• Berechnen Sie die Nennströme. Der Primärstrom beträgt 10.000 ÷ (√3 × 33) = 175 A und der Sekundärstrom beträgt 10.000 ÷ (√3 × 11) = 525 A.
• Wählen Sie CT-Verhältnisse aus. Die CT-Verhältnisse von 200/1 auf der 33 kV-Seite und 600/1 auf der 11 kV-Seite ergeben 0,875 A und 0,875 A sekundär, was bei nominalem Abgriff eine perfekte Übereinstimmung ist. Stellen Sie sicher, dass die Abweichung 10% über den gesamten Abgriffbereich nicht überschreitet.
• Bestimmen Sie den Abholwert. Er wird 0,25 × 0,875 ≈ 0,22 A betragen; runden Sie ihn auf den nächstgelegenen verfügbaren Schritt auf, der ungefähr 0,25 A beträgt.
• Berechnen Sie die Einschränkung. Der Wert der Einschränkung beträgt 4 × 0,875 = 3,5 A für einen Durchstrom von 4 mal dem Nennstrom. Die Steigung bei 30% bedeutet, dass das Relais bei einem Strom über 1,05 A arbeiten muss.
• Testen Sie das sofortige Element. Bei einer Abgriffseinstellung von 10 ergibt sich der Wert von 2,5 A.

Für welche Nennleistung des Transformators wird eine differenzielle Schutzmaßnahme empfohlen?

Es gibt in der Praxis Variationen, abhängig von der Versorgungsstelle und der Bedeutung der Einheit, aber die folgenden Grenzen werden allgemein eingehalten. Für weniger als etwa 1 MVA können Sicherungen und Überstromschutzrelais verwendet werden. Für Werte von etwa 1 bis 5 MVA wird der differenzielle Schutz in kritischen Einheiten und Transformatoren, die die Anlage speisen, eingesetzt. Für Werte über 5 und insbesondere für solche über etwa 10 MVA wird die Installation eines differenziellen Schutzes obligatorisch. Es gibt zwei Ausnahmen von dieser Regel. Eine Möglichkeit ist, wenn ein Transformator von der Art ist, bei der der Austausch eine sehr komplexe und/oder kostspielige Operation darstellt. Ein weiterer Grund kann ein niedriges Niveau von Fehlerströmen im Vergleich zur Transformatorleistung sein.

Referenzen

1. Electrical Engineering Portal — Differenzielle Schutzschemata für Transformatoren
2. Circuit Globe — Differenzieller Schutz eines Transformators
3. Electrical4U — Differenzieller Schutz von Transformatoren und differenziellen Relais
4. IEEE Standards Association — IEEE Std C37.91, Leitfaden für den Einsatz von Schutzrelais bei Leistungstransformatoren
5. SEL — Anwendungsnotizen zum differenziellen Schutz von Transformatoren

Fazit

Der differenzielle Schutz an sich ist einfach: Vergleichen Sie den Eingang mit dem Ausgang und passen Sie die Schwelle so an, dass die normalen Abweichungen Ihren Schutz nicht aktivieren. Das Problem liegt in den Details: korrekte Platzierung des CT, Verhältnisabgleich, Nullfolgenfilter, Verwendung eines harmonischen Blocks und Abgriffbereich des Abgriffswechselrichters. Vorausgesetzt, diese Details sind korrekt, würde das differenzielle Schutzrelais über einen langen Zeitraum hinweg perfekt funktionieren und nur dann aktiv werden, wenn es notwendig ist. Wenn diese Details falsch sind, würden sie sich als fehlerhaft erweisen, sobald der Transformator unter Spannung steht.

Falls der betreffende Transformator derjenige ist, den Sie beschaffen und nicht schützen möchten, stellen wir ölgetauchte Transformatoren und trockene Geräte her, die mit allen relevanten Testdokumentationen ausgestattet sind, sodass Sie alle notwendigen Typenschildinformationen für die CT-Auswahl und die Relaiskonfiguration haben, bevor der Transformator versandt wird. Sie könnten ein Angebot für den Transformator einschließlich des Prüfberichts, der Zeichnungen und des Abgriffbereichs anfordern; in den meisten Fällen reicht dies für den Schutzingenieur aus, um die Relais-Einstellungen ohne zusätzliche E-Mails abzuschließen.