トランスの差動保護

経験豊富なリレーエンジニアに、電力変圧器でサービスから取り外されることのない保護リレーはどれかと尋ねると、常に差動リレーが答えとして返ってきます。フィーダーは再接続可能で、バスバーは分離できますが、自動的にクリアされていない変圧器の故障は、タンクの破裂、油の引火、長期的な停電を引き起こします。差動保護は、この種の故障に対して最も迅速かつ選択的な保護を提供するため、最新の差動リレーは20ミリ秒以内に動作します。.

これから、ゾーンが含むもの、リレーがどのように決定を下すか、保護設定が何であるか、そして対象の変圧器の巻線設計に応じてCTがどのように配線されるかを実践的な観点から説明します。リレーではなく変圧器やリレーパネルを探している場合、最後の2つの段落が興味深いでしょう。.

簡潔な回答：変圧器の差動保護は、変圧器に入る電流と変圧器から出る電流を比較することで機能します。すべてが正常であれば、2つの電流は同じになります。しかし、電流が不均衡であれば、リレーがトリップします。対応するANSIコードは87Tです。しかし、多くのシステムでは、変圧器の定格電流の約20-30%で設定されたピックアップを持つパーセンテージバイアス差動保護回路が利用されています。.

保護するゾーン — そして最も重要な境界

差動保護システムは、2つの電流変換器の間にある機械を保護します。2つの巻線を持つ変圧器に関しては、これには巻線、コア、タップチェンジャー、内部配線、およびCT設置ポイントまでのブッシングが含まれます。ただし、変圧器に電力を供給するダウンラインフィーダーや高電圧バスシステムは、これらの配置には含まれません。.

これが、電流変換器を配置することが全体のシステム設計において最も重要な側面である理由です。高電圧CTが変圧器から遠すぎると、スイッチルームと変圧器の間のワイヤーで発生する故障は、差動リレーと変圧器の両方の範囲外となり、その特定のワイヤーをカバーするために追加の接地故障または過電流保護装置が必要になります。2つの電流変換器を変圧器に最大限近づけることで、ギャップを実質的に取り除くことができます。.

差動原理の動作方法

この概念は驚くほど非常に簡単です。実際の変圧器の原理は重要ではありません。シンプルに言えば、変圧器は電流転送装置として説明できます。したがって、CTの二次側の電流は同一でなければなりません。リレーはその後、異常や差異を「探し」、それは存在しません。その等式は、CT自体が正しくサイズ設定され、配線されている場合にのみ成り立ちます。つまり、スキームはCT回路で行われたすべての誤りを引き継ぎます — 共通 保護回路で使用されるCT接続方法 他の何よりも正確にする価値があります。.

操作電流は基本的に、電流変圧器によって生成された二次電流のベクトル和です：

Iop= |I1秒– I2秒|

変圧器内部に故障が発生した後、変圧器によって考慮されていなかった第三の成分が現れ、したがって、合計はもはやゼロにはなりません。しかし、状況を複雑にする二つの要因があります。なぜなら、変圧器には常に励磁ブランチがあるため、システムが正常に動作しているときでも、実際には小さな不均衡、つまり漏れまたは不一致電流が存在します。同じことは、変圧器の比率やタッピング機器の動作についても言えますが、これらは通常、同じ状況に直面しているすべての変圧器に対して同じではありません。.

したがって、今日考えられる唯一の有用なリレーはバイアスがかかっている可能性があります。各電流変圧器は、二つの電流の大きい方（またはその平均）を使用して制約電流を生成することは言及する価値があります。これは、通常の条件下では小さな差があっても、電流が制約電流の範囲内に留まることを意味します。実際の故障が存在する場合、リレーは完璧に機能します。.

さらに、ほとんどのリレーには、非常に高い電流レベル（タッピング機器レベルの最大20倍）に直ちに反応する特別な要素も含まれています。この要素は、非常に高い故障電流レベルでは、一方の側の電流変圧器が飽和してしまい、バイアス測定が失敗する可能性があるため、必要です。.

実際に使用されるパーセンテージバイアス設定

リレーのマニュアルには膨大なバリエーションが示されており、リレーの試運転チェックリストに直面したときにはあまり役に立ちません。ここでは、標準の87Tリレーで実際に最も一般的に使用される設定を示します：

• ピックアップ（IdまたはIs1）：定格変圧器電流レベルの20–30%。CTが低クラスの場合や負荷が不均衡な場合は30%を選択し、CTと配線が適切にマッチしている場合のみ20%設定を使用します。.
• スロープ1：正常負荷と中程度の故障に対応する範囲1のための25–40%。.
• スロープ2：故障電流が定格電流の約2–4倍高い場合の範囲2のための50–80%。この範囲は、重度の外部故障時のCT飽和に対応します。.
• 第二高調波ブロッキング：リレーをエネルギー供給によるトリガーからブロックするために使用される15–20%。.
• 第五高調波ブロッキング：過励磁時にブロックするために使用される20–35%。.
• 瞬時高設定：8–20 × タップ、ハーモニックブロックなし。.

第二高調波設定にも警告が必要です。従来のブロッキングは、突入電流に第二高調波が存在することを前提としているようです。従来のコア技術は高シリコン鋼を使用しており、この前提で動作しますが、アモルファス金属などの先進的な変圧器コア技術は、突入電流における第二高調波の存在を劇的に減少させています。したがって、そのような変圧器で15%でリレーをブロックすると、電源投入後に誤動作を引き起こす可能性があります。一般的な解決策には、突入電流のためのクロスブロッキングや波形ベースの検出が含まれます。したがって、損失の少ない変圧器用にリレーを指定する場合は、ベンダーがどの方法を使用しているかを必ず確認してください。.

Δ、Y、ジグザグ巻きのCT接続

ここでは、古典的なスキームと現代的なスキームの違いと、多くの試運転エラーの原因を確認できます。.

古典的な電気機械スキームでは、CT接続は変圧器の接続と同じです。Dyn11変圧器の場合、高電圧側のCTはスター接続であり、低電圧側のCTはデルタ接続です。デルタ接続は、変圧器のデルタ巻きによって引き起こされる30度の位相シフトを打ち消し、外部接地故障が発生した際にリレーを通過するゼロシーケンス電流をブロックします。.

数値リレーでは、すべてのCTがスター接続で接続されています。位相シフト、比率の一致、ゼロシーケンスフィルタリングはソフトウェアによって行われます。これにより配線が簡素化され、テストが容易になりますが、見落とされがちなポイントも生じます：リレーは、デルタ接続がハードウェアで行ったように、ソフトウェアによってゼロシーケンス電流をブロックしなければなりません。このフィルタを有効にしないと、外部接地故障の影響を受けてCTの回路が動作し、リレーがトリップする可能性があります。設定を確認することを忘れないでください；ほとんどの企業はこれを提供していますが、デフォルトでオンになっているとは限りません。.

技術に関係なく、守るべき三つのルールがあります：

• 比率は一致しなければなりません。CT比率は、両側の電流が定格タップで10%近くなるように選定し、マージンを失わないようにする必要があります。.
• タップチェンジャーを考慮する必要があります。±10%タップを持つ変圧器は、端から端まで20%の比率を変更し、その差はリレーの傾斜特性に考慮されなければなりません；あまりにも急勾配にすると感度が犠牲になります。.
• 極性を守る必要があります。規則として、すべてのCTは変圧器に向いています。CTのペアの一つの向きを変更すると、リレーは差分ではなく合計電流を認識します。.

不明なユニットの配線を確認している場合、この手順は 変圧器のデルタおよびY接続の配線方法 同じ問題の巻き側をカバーしており、図面と名板を比較する際に役立ちます。.

差動対REF — そしてスキームが不足している場所

制限接地故障保護は、ANSI 64REFまたは単にREFと呼ばれ、「1つの巻線の差動保護」とされています。これは非常に正確で、REFは高インピーダンス方式で、1つの巻線のスター点に流れる電流を、位相CTを通じて戻る電流と比較して測定します。1つの巻線の電流のみを検出するため、全体の差動方式よりもはるかに敏感で、通常は約10倍敏感です。.

なぜ両方が必要なのか？それは、1つのスター巻線の中性点近くで発生する接地故障の場合、電流が小さく、そのほとんどが差動ゾーンを通るのではなく、巻線自体で循環するからです。全体の87Tリレーはそれを検出できません。REFは検出できます。.

差動保護の主な欠点を列挙する必要があります。これらは設定を決定します：

• 外部故障時のCTの飽和。強い外部故障は、1つのCT回路の飽和を引き起こし、偽の差動電流を形成する可能性があります。この場合、バイアス、別の動作傾斜、および十分な負荷のCTを使用できます。.
• 比率相不一致。各補償措置は、システムの感度を低下させます。.
• タップチェンジャーの調整範囲。タップチェンジャーの範囲が大きいほど、許容される差動電流が大きくなり、したがって、より高い動作傾斜が必要になります。.
• 電流の突入と過励磁。問題は、デバイスの感度を低下させる調和制約によって解決されます。.
• ブラインドゾーン。故障はCTゾーンの外に位置し、見えなくなります。.
• CT回路の完全性。私は、ほとんどのケースで問題は変圧器の動作によるものではなく、回路の動作に関連する他の理由によると考えています。.

接地故障検出が異なる原理に基づいて構築されている視点について、 コアバランス電流トランス は有用な対比です：それは差動電流ではなく残留電流を検出し、差動ゾーンが存在しないケーブルやモーターの接地故障に使用されます。.

始動および継続的なチェック

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 トランスフォーマーメンテナンスチェックリスト is a reasonable template to adapt to your own site.

よくある質問

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.

参考文献

1. Electrical Engineering Portal — Transformer differential protection scheme
2. Circuit Globe — Differential protection of a transformer
3. Electrical4U — Differential protection of transformer and differential relays
4. IEEE Standards Association — IEEE Std C37.91, Guide for Protective Relay Applications to Power Transformers
5. SEL — Transformer differential protection application notes

結論

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.