Alles over elektrische beveiligingssystemen, apparaten en eenheden

Elektrische beveiligingseenheden en -systemen

Dit is een lang en beschrijvend artikel over verschillende soorten beveiliging voor elektrische systemen en netwerken. In dit artikel kunt u de verschillende elektrische beveiligingsmethoden, systemen en apparaten, indeling en bescherming, beveiliging van bovenleidingen, bescherming van het stroomsysteem, bescherming van de kabeltoevoer, bescherming van transformatoren, motorbeveiliging, generatorbeveiliging, bescherming van condensatorbanken, bus balkbeveiliging, spannings- en frequentiebeveiliging en nog veel meer. Maak een bladwijzer van dit bericht voor het geval u het later wilt lezen.

Inleiding tot elektrische beveiligingssystemen

HV, MV en LV ^[1] elektrische installaties en apparatuur zijn onderhevig aan interne en externe fouten die ernstige schade kunnen veroorzaken in personen en andere apparatuur .

Om te vermijden en te minimaliseren de gevolgen van die fouten beveiligingsapparaten gekoppeld aan apparatuur die in staat zijn om elektrische stroom te onderbreken zijn vereist.

Voor een beter begrip van beveiligingsapparatuur, in elke sectie die de beveiligingssystemen van apparatuur en installaties behandelt, de meest voorkomende fouten in die apparatuur en installaties.

Het is ook belangrijk om te vermelden dat alle eenheden van mechanische en elektrische parameters en hun veelvouden en subveelvouden die betrokken zijn bij de beveiligingssystemen zijn in overeenstemming met SI (Internationaal Eenheden Systeem ); uitzonderingen worden gemaakt wanneer uren (h) kan in plaats daarvan worden gebruikt van seconden (en ) en de eenheid gekozen voor temperatuur is °C (Celsius ) in plaats daarvan van K (kelvin ) – [K] =[°C] + 273,15 .

Beschermingsapparatuur en technologie

Beschermingsapparatuur

Om de tijd van een fout te minimaliseren schakelapparatuur en apparatuur zijn voorzien van beschermende apparaten om ze te detecteren en het defecte deel van de installatie te isoleren.

Het is ten eerste vereist, de vroegtijdige detectie en lokalisatie van fouten , en ten tweede, de prompt verwijdering uit service van defecte apparatuur, om:

• Om het hele systeem te beveiligen om de continuïteit van de levering te garanderen.
• Om schade en reparatiekosten te minimaliseren.
• Om de veiligheid van het personeel te garanderen.

In het verleden zekeringen werden vaak gebruikt als bescherming tegen overstroom en overbelasting, en zijn nog steeds erg populair in Noord-Amerika en in sommige landen ze worden nog steeds gebruikt in LV-installaties en in MV-kabels en transformatoren met nominaal vermogen tot 630-1250 kVA .

Echter, complexiteit van netwerken en vereisten voor betrouwbaarder krachtoverbrenging en distributie oproep voor het gebruik van nauwkeurigere beschermingsmiddelen .

Beschermingsrelais worden tegenwoordig gebruikt en zijn betrouwbaarder en nauwkeuriger en met de mogelijkheid om andere soorten fouten dan overbelasting en overstroom te detecteren die kunnen voorkomen in netwerken en apparatuur , die in verdere secties zal worden besproken, wanneer de bescherming van apparatuur zal worden geanalyseerd.

Ze zijn ingesteld om te werken en uit te schakelen wanneer een foutconditie wordt gedetecteerd.

Elk beveiligingssysteem voor het energiesysteem bestaat uit de volgende componenten:

• Foutdetectie- of meetrelais
• Uitschakelrelais en andere hulprelais
• Stroomonderbrekers
• Instrumenttransformatoren – stroom (CT .) ) en spanning (VT )

Eerste modellen van beveiligingsrelais waren elektromechanische relais die in sommige landen nog steeds in gebruik zijn en in oude elektrische bedradingsinstallaties die niet werden gerenoveerd .

Het waren aangetrokken armatuurtypes , waarbij het instrument de secundaire uitgang wordt door een spoel geleid , waardoor het anker tegen veerspanning wordt aangetrokken . De beweging van het anker zorgt ervoor dat het relais-uitschakelcontact sluit .

Afbeelding 1 toont een voorbeeld van dit type relais.

Afbeelding 1 – Elektromechanisch beveiligingsrelais

Tegenwoordig elektronische (solid-state) en microprocessor-gebaseerde beveiligingsrelais worden vaak gebruikt in elektriciteitsbedrijven.

Elektronische relais hebben slechts één beveiligingsfunctie en verschillende relais zullen worden gebruikt voor verschillende functies .

Microprocessor-gebaseerde relais hebben veel functies beschikbaar zoals bescherming, controle en bewaking.

Intelligente elektronische apparaten (IED)

Microprocessor-gebaseerde relais staan ​​bekend als Intelligente elektronische apparaten (IED ), die 5-12 . kan leveren beveiligingsfuncties , 5-8 controlefuncties die afzonderlijke apparaten besturen, een autoreclose-functie, zelfbewakingsfunctie en communicatiefuncties, hun belangrijkste kenmerken zijn:

• Veel functies in één relais
• Groepsinstellingen gemakkelijk te wijzigen voor wijzigingen in de feederconfiguratie
• Programmeerbare uitgangsrelais
• Communicatiepoorten voor verbinding met SCADA – Supervisory controle en data-acquisitie (Systemen, Modems en Personal Computers)
• Opeenvolging van gebeurtenissen opgeslagen voor veel recente fouten
• Oscillografie of golfvormregistratie - opslag van pre- en post-fout stroom- en spanningsgolfvormgegevens voor analyse van fouten
• Metingen
• In elkaar grijpend
• Hulp bij onderhoud van stroomonderbrekers. Storingsonderbrekende dienst, per fase, kan worden geregistreerd
• Foutzoeker — Toont de afstand tot de fout

In afbeelding 2 is een voorbeeld te zien van een IED .

Afbeelding 2 – IED

Functies en complexiteit van IED moet worden gedefinieerd op basis van de te beschermen apparatuur, de netwerkkenmerken en de vereiste aanvullende acties.

Werkelijke IED's zijn ontworpen om te voldoen aan de vereisten van IEC ^[2] Standaard 61850 , welk communicatieprotocol is gebruikt. Deze standaard is specifiek ontwikkeld voor automatisering van onderstations en biedt interoperabiliteit en geavanceerde communicatiemogelijkheden.

De groei van het aantal beveiligings-, controle- en bewakingspunten resulteert in een aanzienlijke toename van het volume aan onderstationgegevens.

Deze gegevens zijn meestal primitief en worden in digitale vorm opgeslagen. Het moet worden verwerkt en geanalyseerd voordat een gebruiker het voordeel ervan kan benutten.

In een conventioneel beveiligingssysteem worden gegevens en stuursignalen van het relais verzonden via een RTU (Remote Terminal Unit ) naar de SCADA systeem.

Uitgebreide en dure kabels kan nodig zijn tussen verschillende baaien in het onderstation en de controlekamer.

In een modern beveiligingssysteem met een IED relais is de onderlinge verbindingsbedrading tussen transducers en meters niet langer nodig.

De data- en besturingssignalen van de IED relais worden rechtstreeks naar de SCADA . gestuurd systeem via het speciale snelle communicatienetwerk. De hoeveelheid gegevens neemt drastisch toe wanneer een IED wordt gebruikt als besturingselement en gegevensbron.

Om de nodige connectiviteit te bieden tussen de verschillende componenten van het systeem, een datanetwerk LONWORKS Local Operating Network (LON ) wordt gebruikt.

IEC-standaard 61850 definieert de vereiste protocollen voor communicatie , die kan lopen over TCP/IP netwerken of onderstations LAN met behulp van high-speed geschakeld Ethernet om de benodigde responstijden van minder dan vier milliseconden te verkrijgen voor beschermende relaying.

Beschermingsrelais en codes

In MV- en HV-substations, apparatuur, schakelapparatuur en energiecentrales de meer gebruikelijke beveiligingsrelais worden hieronder aangegeven en tussen haakjes wordt hun code getoond in overeenstemming met IEEE/ANSI ^[3] /IEC-normen :

• Lagerbescherming (38 )
• Beveiliging tegen storing onderbreker (50 BF )
• Busbar differentieel bescherming (87B )
• Directionele aarding overstroom (67N/67G )
• Directionele fase overstroom (67 )
• Onmiddellijke overstroom aarde (50N/50G )
• Onmiddellijke fase overstroom (50 )
• Verlies van veld-/bekrachtigingsbeveiliging (40 )
• Faseverlies (48) )
• Over-excitatiebescherming (24 )
• Overfrequentie en onderfrequentie (81 )
• Bescherming differentieel bovenleiding (87L )
• Beveiliging afstand bovenleiding (21 .) )
• Overbelastingsbeveiliging (49 )
• Beveiliging tegen te hoge snelheid (12 )
• Overspanning (59 )
• Beperkte aardfout (64G/64REF )
• Omgekeerde stroombeveiliging (32 )
• Tijdvertraging aarde overstroom (51N/51G )
• Tijdvertragingsfase overstroom (51 )
• Transformator differentieel bescherming (87P )
• Onderspanning (27 )
• Weak end infeed (21WI )
• Onjuiste fasevolgordebeveiliging (47 )

Voornamelijk in HV-bovenleidingen, HV-stroomtransformatoren en MV-stroomtransformatoren met nominaal vermogen boven 3-4 MVA , om de betrouwbaarheid en veiligheid van het systeem te vergroten, is het gebruikelijk om twee sets beveiligingen te gebruiken:één “hoofdbescherming ” en een “back-upbescherming ” .

Bescherming met zekeringen

Een zekering is een type lage weerstand weerstand die fungeert als een "opofferingsapparaat" om overstroombeveiliging te bieden die nog steeds wordt gebruikt in sommige LV- en MV-installaties .

Het essentiële onderdeel is een metaaldraad of strip dat smelt als te veel stroom vloeit , die het circuit onderbreekt, zodat verdere schade door oververhitting of brand wordt voorkomen.

De metalen strip of draad als een kleine doorsnede vergeleken met de circuitgeleiders en is omsloten door een onbrandbare behuizing (kast) .

Het fuse-element is gemaakt van zink, koper, zilver, aluminium of legeringen om stabiele en voorspelbare kenmerken te bieden.

Behuizing kan zijn van keramiek, glas, plastic, glasvezel, gegoten micalaminaat of gegoten gecomprimeerde vezel r afhankelijk van fabrikant, toepassing en spanningsklasse.

Zekeringen zijn gemonteerd op zekeringhouders , specifiek ontworpen voor elk type of familie van zekeringen en nominale spanningen zoals HRC-zekeringen .

Voorbeelden van zekeringen en houders worden getoond in afbeeldingen 3 en 4.

Afbeelding 3 – LV NH-type zekering en houder

Afbeelding 4 – MV-zekeringen en houder

Belangrijkste elektrische kenmerken van zekeringen zijn:

• Nominale spanning
• Nominale stroom (I_n ):maximale stroom die de zekering continu kan geleiden zonder het circuit te onderbreken.
• Breekvermogen (I₁ ):maximale potentiële stroom die de zekering kan onderbreken. Het is de maximale testwaarde van de zekering. Deze stroom is erg hoog, meestal tussen 20 kA en 63 kA .
• Minimale onderbrekingsstroom (I_f ):minimale stroom die kan doorbranden en de zekering kan onderbreken
• Conventionele niet-smeltende stroom (I_nf ):Waarde van de stroom gespecificeerd als de stroom die de smeltzekering gedurende een bepaalde tijd (conventionele tijd) kan dragen zonder te smelten, uitgedrukt als een veelvoud van I_n (bijv. I_nf =1,25xI_n )
• Nominaal smelten (I ² t ):maat voor de energie die nodig is om het smeltelement te smelten (gebaseerd op de wet van Joule ) en is een waarde die constant is voor elk verschillend fuseerelement.
• Tijd-stroomcurve:toont de activeringstijd van de zekering (snelheid) als functie van de stroom (wordt meestal aangegeven door fabrikanten, volgens de normen)

Afbeelding 5 toont een voorbeeld van een tijd-stroomcurve.

Afbeelding 5 – Zekeringen tijd-stroomcurve

Omgevingstemperatuur zal de operationele parameters van een zekering veranderen en een temperatuurreductie is noodzakelijk.

Als voorbeeld een zekering met een nominale waarde van 1 A bij 25 ºC kan geleiden tot 10% of 20% meer stroom bij -40 ºC en kan openen op 80% van zijn nominale waarde bij 100 ºC .

De bedrijfswaarden variëren per zekeringfamilie en staan ​​vermeld in de gegevensbladen van de fabrikant.

De belangrijkste selectiefactoren voor een zekering zijn:

• Normale bedrijfsstroom
• Nominale spanning (AC of DC)
• Omgevingstemperatuur
• Overbelastingsstroom en tijdsduur waarin de zekering moet openen
• Maximaal beschikbare foutstroom
• Pulsen, piekstromen, inschakelstromen, opstartstromen en circuittransiënten
• Fysieke groottebeperkingen, zoals lengte, diameter of hoogte
• Zekeringkenmerken (montagetype/vormfactor, gemakkelijke verwijdering, axiale leidingen, visuele indicatie, enz.)
• Functies van zekeringhouders, indien van toepassing en bijbehorende herwaardering
• Toepassing
• Nationale bedradingsvoorschriften en normen

Franse norm NF EN 60269 classificeer zekeringen volgens tijdcurven, functies en toepassingen. Deze classificatie, die in veel landen grotendeels wordt gebruikt, is:

• gL/gG
• Functies
• Bescherming van kabels en elektrische apparaten. Discriminatie verzekerd tussen twee zekeringen of met een marge van twee stroomwaarden (bijv. 160 A en 100 A)
• Toepassingen
• Bescherming op alle niveaus van elektriciteitsdistributie in industrieën en woonhuizen tegen overbelasting en kortsluiting. Hoofdschakelbord, feederschakelborden, hoofdcellen.
• aM
• Functies
• Directe beveiliging van motoren, moet werken in combinatie met een extern beveiligingsapparaat (thermisch relais). Gemakkelijke discriminatie met de gG zekeringen stroomopwaarts geplaatst. Discriminatie verzekerd tussen twee zekeringen waar   er een marge is van twee stroomwaarden (bijv. 160 A en 100 A)
• Toepassingen
• Bescherming van laagspanningsmotoren.
• gR
• Functies
• Ultrasnelle zekering voor halfgeleiders, zeer stroombegrenzend, laag l ² xt
• Toepassingen
• Bescherming van halfgeleiders van softstarters, statische relais, ononderbroken voedingen (UPS), frequentieregelaars, frequentie

Als een installatie beveiligd is met zekeringen, lastscheiders stroomopwaarts van zekeringen moet om veiligheidsredenen worden gebruikt , om verzekeren de isolatie van de installatie voordat u een zekering vervangt of onderhoudswerkzaamheden uitvoert .

Met een beveiliging alleen met zekeringen wordt gebruikt, alleen fase-overstroom wordt gedetecteerd , en het is noodzakelijk om beveiligingsrelais te voorzien voor andere fouten . Voor lekstroom of aardlekstroom wordt vervolgens GFCI (Ground Fault Circuit Interrupter) gebruikt.

In deze situatie moeten schakelaars zijn uitgerust met een openingsspoel , die ook wordt geactiveerd door de interne bescherming van de apparatuur .

Een andere voorzorgsmaatregel is dat zekeringen moet zijn voorzien van een mechanisch apparaat (spitspin ) waardoor de schakelaar wordt geopend , als slechts één zekering werkt , om de totale ontkoppeling van de defecte installatie te verzekeren .

Zekeringen wordt ook voorzien van een gekleurde schijf die uitvalt wanneer het element wordt opgeblazen of een elementvenster, ingebouwd in het zekeringlichaam om een ​​visuele indicatie te geven van een opgeblazen element .

Coordinatie voor beoordeling en bescherming

Inleiding tot cijfertoekenning en beveiliging

Bij het definiëren van instelpunten van beveiligingsrelais of nominale stroom van zekeringen en LV-stroomonderbrekers  (zoals ACB (Air Circuit Breaker)) er moet zeker van zijn dat de gekozen waarden geschikt zijn voor de bescherming van de apparatuur en dat de stroomonderbreker die doorslaat of de zekering die doorbrandt is alleen degene die is gekoppeld aan het defecte circuit en niet aan andere beschermende apparaten , wat kan ernstige storingen in het netwerk veroorzaken en in kwaliteit en continuïteit van de dienstverlening .

Om dit doel te bereiken is een onderzoek naar de coördinatie van classificatie en bescherming is vereist.

Basisprincipes

Onderzoek naar coördinatie van beveiligingsrelais worden ondernomen om instellingen voor beveiligingsrelais te bepalen .

Foutniveaus moeten worden bepaald voor alle mogelijke systeembedrijfsomstandigheden , dit wordt gebruikt om het vermogen van beveiligingsrelais te bepalen om systeemfouten op te sporen en te wissen .

De beschermingsprogramma's zijn ingesteld om zo min mogelijk van het elektrische systeem te isoleren , waardoor de storing veroorzaakt door de storing tot een minimum wordt beperkt .

De vrijgavetijden van het beveiligingsrelais zijn vastbesloten om te voldoen aan de kortetermijnclassificatie van de primaire installatie, de vereisten voor systeemstabiliteit en de vereisten van de wettelijke autoriteit . We zorgen ervoor dat de juiste werkingsmarges van het beveiligingsrelais worden bepaald, zowel in stroom als in tijd , om malgrading effectief te elimineren.

Bij het instellen van afstandsrelais op hoogspanningsvoedingen met dubbel circuit de nulreeks wederzijdse koppeling tussen de circuits wordt in overweging genomen om de kans op over- of onderbereik te minimaliseren .

Bedieningskenmerken relais en hun instelling moeten zorgvuldig worden gecoördineerd om selectiviteit te bereiken .

Het doel is in feite om alleen het defecte onderdeel uit te schakelen en om de rest van het stroomsysteem in bedrijf te laten om onderbrekingen in de levering te minimaliseren en de stabiliteit te verzekeren .

Selectiviteit , of discriminatie , tussen beveiligingsapparaten kan worden gedefinieerd als “ de coördinatie van de beveiligingsapparaten, zodat een fout die zich op elk punt in het netwerk voordoet, wordt geëlimineerd door het stroomopwaartse beveiligingsapparaat, het beveiligingsapparaat dat zich onmiddellijk stroomopwaarts van de fout bevindt en alleen door dat beveiligingsapparaat sterk> ” .

Laten we een voorbeeld van deze definitie bekijken in het diagram met één lijn van Afbeelding 6, waar er beveiligingssystemen zijn SP1 naar SP6 :

Afbeelding 6 – Elektrisch installatieschema met één lijn

Selectiviteit betekent dat als er een fout optreedt bij punt A , het enige beveiligingssysteem dat zou moeten werken is SP5 en dat de andere beveiligingssystemen niet in werking mogen treden.

Er worden twee principes gebruikt om selectiviteit vast te stellen:

• Huidige discriminatie .
• Tijddiscriminatie .

Grading en beschermingscoördinatie in LV-, MV- en HV-netwerken

Om studies voor de coördinatie van classificatie en bescherming op te zetten er moet rekening worden gehouden met de configuratie en de complexiteit van het netwerk .

LV-distributie en gebruikersnetwerken hebben meestal een radiale configuratie .

MV-distributienetwerken hebben meestal een combinatie van zowel radiale als dubbele voeding met GEEN puntconfiguraties en een belangrijke complexiteit .

MV-netwerken van gebruikers hebben meestal een radiaal configuratie , hoewel in grote planten een dubbele voeding zonder punt configuratie wordt gebruikt.

Vanwege de complexiteit van de onderzoeken naar de beoordeling van netwerken en de coördinatie van de bescherming voor HV-transmissienetwerken en MV-distributienetwerken , gespecialiseerde ingenieurs zijn vereist en het gebruik van specifieke softwaretools voor netwerkanalyse zoals ETAP, PSS/E, EPSO en PTW .

Coordinatieonderzoeken voor beoordeling en bescherming van het netwerk van MV-gebruikers zijn meestal gemakkelijker en kunnen de basisinstructies volgen die later in deze sectie worden besproken.

Er moet bijzondere aandacht worden besteed aan de grens van het elektriciteitsdistributiebedrijfsnetwerk (voeden ) en gebruikersnetwerk en een protocol voor beschermingscoördinatie moet worden vastgesteld tussen beide entiteiten .

Voor LV-netwerken , met behulp van stroomonderbrekers en/of zekeringen de selectiviteit van "stroomonderbreker/stroomonderbreker ”, “zekering/zekering ” en “stroomonderbreker/zekering ” kan worden gedaan door “tijd-stroomcurven . te vergelijken ” voor een bepaalde waarde van de foutstroom , met behulp van de principes van "c huidige discriminatie ” en “tijddiscriminatie ”, hierboven vermeld.

Huidige discriminatie wordt gebruikt voor bescherming tegen overbelasting en de bescherming is selectief als de verhouding tussen de insteldrempels is hoger dan 1.6 .

Tijddiscriminatie wordt gebruikt voor de beveiliging tegen kortsluiting , met behulp van een stroomopwaartse stroomonderbreker of zekering met een tijdvertraging en dus is het uitschakelen van het stroomafwaartse apparaat sneller; de bescherming is selectief als de verhouding tussen de kortsluitbeveiligingsdrempels is niet minder dan 1,5 .

Beveiliging kabelinvoer

U kunt het bijgewerkte bericht in detail lezen onder de titel Bescherming van kabelaanvoer - Fouttypen, oorzaken en differentiële bescherming.

Transformerfouten en beveiliging

Omdat het een zeer belangrijk en beschrijvend onderwerp is dat zeer gedetailleerd moet worden besproken, hebben we het bericht hier op Power Transformer Protection &Faults bijgewerkt en samengevoegd.

Fouten en bescherming bovengrondse lijnen

Voor een betere gebruikersnavigatie hebben we dit bericht hier verplaatst en bijgewerkt onder de naam "Overhead Lines Faults &Protection"

Motorprojectie

We hebben de blogpost verplaatst naar een nieuwe link voor een betere navigatie en beter begrip. U kunt het hier bekijken @ motorbeveiliging, veelvoorkomende typen motorstoringen en apparaten die worden gebruikt voor HV- en LV-motorbeveiliging in dat bericht.

Generatorprojectie

We hebben al gesproken over de generatorbeveiliging, veelvoorkomende typen generatorstoringen en apparaten die worden gebruikt voor generatorbeveiliging in de vorige post.

Diverse bescherming

Spanning- en frequentiebescherming

Fluctuaties in belasting en storingen bij schakelen en energiecentrales kan variaties in spanning en frequentie veroorzaken van het netwerk dat de geaccepteerde limieten van apparatuur en netwerkwerking kan overschrijden .

Deze situatie kan leiden tot schade aan apparatuur en gedeeltelijke of volledige stroomuitval in het netwerk.

Om deze situatie te vermijden of te minimaliseren onder- en overspanning (respectievelijk code 27 en 59 ) en frequentie (codeert respectievelijk 81U en 81O ) beschermingen zal worden gebruikt.

Busbar-bescherming

In HV-substations is gebruikelijk om een ​​railbeveiligingsrelais te installeren , de meest gebruikte differentiële bescherming (87B ).

Dit relais is verbonden met alle CT van het onderstation om de som van inkomende en uitgaande stromen te evalueren , zoals weergegeven in afbeelding 25.

Afbeelding 25 – Schema voor differentieelbeveiliging van de stroomrail

Het werkingsprincipe van deze bescherming is gebaseerd op Kirchhof-wetten – huidige wet .

De busbeveiliging CT moet zich aan de aanvoerzijde van de stroomonderbrekers bevinden . Als de busbeveiliging CT bevinden zich aan de buszijde van de stroomonderbreker , dan is er een blinde vlek voor bescherming .

Door Hoge impedantie te gebruiken relais in differentiële bescherming het systeem kan worden ontworpen om toleranter te zijn voor een verzadigde CT .

Een niet-lineaire weerstand is verbonden over de relaisklemmen om de spanning over het differentieelrelais te beperken naar een veilige waarde tijdens foutcondities .

Relais met hoge impedantie worden uitgebreid gebruikt in moderne differentieelbeveiliging voor hoogspanningsbussen .

Het voordeel van het gebruik van hoge impedantierelais in bus differentiële bescherming ons is dat ze kunnen worden ontworpen om stabiel te blijven (werk niet ) voor externe fouten , wanneer een van de CT heeft verzadigd .

Voor een externe fout , het slechtste geval is met één CT volledig verzadigd en de andere CT niet verzadigd . De resulterende verschilstroom veroorzaakt de maximale spanning over het differentieelrelais . Een relaisinstelling (in volt ) is gekozen, met voldoende marge , om ervoor te zorgen dat de differentiële beveiliging niet werkt voor deze externe fout .

De weerstand van de secundaire CT-wikkelingen en bekabeling moet bekend zijn , en wordt gebruikt in de berekeningen voor relaisinstellingen .

Voor interne fouten de hoge impedantie van het differentiële relais dwingt een groot deel van de resulterende differentiële stroom af door de CT spannende impedanties . De resulterende spanning ontwikkeld over het relais is essentially the open-circuit voltage of the CT , 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