Greșeli frecvente la actualizarea sistemelor de protecție

Introducere

Actualizarea schemelor de protecție în substațiile de medie tensiune se numără printre cele mai solicitante activități de punere în funcțiune din punct de vedere tehnic din ingineria sistemelor energetice - și printre cele mai frecvent executate incorect. Releul este înlocuit, setările sunt recalculate, testul de punere în funcțiune este trecut, iar substația este repusă în funcțiune. Trei luni mai târziu, apare o defecțiune și protecția nu funcționează corect. Ancheta arată că releul a fost perfect specificat și corect setat - dar transformatoarele de curent care îl alimentează nu au fost niciodată reevaluate din punct de vedere al compatibilității cu noua schemă de protecție, iar erorile de măsurare care au cauzat defecțiunea protecției au fost prezente încă din prima zi de funcționare a schemei modernizate.

Răspunsul direct este următorul: cele mai frecvente și mai consecvente greșeli în actualizările schemelor de protecție nu sunt erorile de setare a releului - ci erorile de măsurare a CT care apar deoarece inginerii tratează instalația CT existentă ca o intrare fixă, verificată pentru noua schemă de protecție, mai degrabă decât ca o componentă care trebuie reevaluată, retestată și reconfirmată în raport cu cerințele de măsurare, caracteristicile sarcinii și cerințele de performanță tranzitorie ale noului releu, care sunt aproape întotdeauna diferite de cele ale releului înlocuit.

Pentru inginerii de protecție a substațiilor, managerii de proiecte de modernizare de medie tensiune și echipele de punere în funcțiune critice pentru siguranță responsabile de modernizarea schemelor de protecție, acest ghid identifică fiecare greșeală semnificativă de măsurare a TC care apare în timpul modernizării schemelor de protecție și oferă metodologia de inginerie pentru a preveni fiecare dintre acestea.

Tabla de conținut

• De ce CT-urile existente devin incompatibile atunci când schemele de protecție sunt modernizate?
• Care sunt cele mai periculoase greșeli de măsurare CT în timpul actualizării sistemelor de protecție?
• Cum să reevaluați corect specificațiile TC pentru modernizarea sistemelor de protecție de medie tensiune?
• Cum să efectuați o verificare sigură a măsurătorilor CT în timpul proiectelor de modernizare a sistemelor de protecție la tensiune?
• Întrebări frecvente cu privire la greșelile de măsurare CT în modernizarea sistemelor de protecție

De ce CT-urile existente devin incompatibile atunci când schemele de protecție sunt modernizate?

Presupunerea că TC-urile existente rămân pe deplin compatibile cu un nou releu de protecție este eroarea fundamentală a majorității proiectelor de modernizare a sistemelor de protecție. Aceasta pare rezonabilă - raportul CT nu s-a schimbat, curentul primar nu s-a schimbat, iar CT-ul a trecut ultimul test de întreținere. Ceea ce s-a schimbat este releul - iar releul definește mediul de măsurare în care trebuie să funcționeze TC.

Fiecare releu de protecție prezintă o sarcină specifică pentru circuitul secundar al TC. Fiecare releu de protecție are cerințe specifice de performanță tranzitorie care determină factorul de limitare a preciziei CT (ALF) necesar pentru funcționarea corectă în timpul condițiilor de defect. Fiecare releu de protecție are un algoritm de măsurare specific - RMS, fazor de frecvență fundamentală sau detectarea vârfurilor - care interacționează diferit cu distorsiunea formei de undă secundare a TC. Atunci când releul se schimbă, toți acești trei parametri se modifică simultan - iar CT-ul existent nu poate satisface niciunul dintre aceștia.

Parametrii tehnici cheie care se modifică atunci când este înlocuit un releu de protecție:

• Sarcina secundară (VA)¹: Releele de protecție numerice moderne prezintă sarcini de 0,025-0,1 VA la 1 A secundar - de zece până la patruzeci de ori mai mici decât sarcina de 1-5 VA a releelor electromecanice pe care le înlocuiesc; această reducere dramatică a sarcinii modifică punctul de funcționare al TC pe curba sa de excitație și poate cauza un comportament neașteptat al TC în condiții de defect
• Factor de limitare a preciziei (ALF)² cerință: Specificația de performanță tranzitorie a noului releu definește ALF minimă a CT necesară pentru funcționarea corectă în timpul curentului maxim de defect; dacă ALF a CT-ului existent la sarcina noului releu este mai mică decât este necesar, CT-ul se va satura înainte ca releul să poată lua o decizie corectă de protecție
• ALF eficace la o nouă sarcină: ALF_eficient = ALF_rated × (Rct + Rburden_rated) / (Rct + Rburden_actual); reducerea sarcinii releului de la 5 VA la 0,1 VA crește dramatic ALF efectiv - ceea ce pare benefic, dar poate determina CT să funcționeze într-o regiune neașteptată a caracteristicii sale de excitație
• Compatibilitatea algoritmului de măsurare: Releele electromecanice răspund la valoarea efectivă a formei de undă a curentului secundar, inclusiv toate armonicile și offsetul de curent continuu; releele numerice extrag fazorul frecvenței fundamentale utilizând filtrarea Fourier - forma de undă secundară a TC în condiții de defect trebuie să fie compatibilă cu algoritmul de filtrare specific al releului
• Standarde aplicabile: IEC 61869-2³ (precizia CT și ALF), IEC 60255-151 (cerințele releului de protecție la supracurent), protecție diferențială a transformatorului⁴ cerințe (IEC 60255-187-1)

Calculul ALF efectiv dezvăluie o consecință critică și contraintuitivă a înlocuirii releelor electromecanice cu sarcină mare cu releele numerice cu sarcină mică:

$ALF_{eficient} = ALF_{rated} \times \frac{R_{CT} + R_{burden,rated}}{R_{CT} + R_{burden,actual}}$

Pentru un TC nominal 5P20 cu Rct = 2 Ω și sarcina nominală = 15 VA (15 Ω la 1 A):

• Cu releu electromecanic original la 5 VA (5 Ω): ALF_efectiv = 20 × (2+15)/(2+5) = 48.6
• Cu noul releu numeric la 0,1 VA (0,1 Ω): ALF_efectiv = 20 × (2+15)/(2+0,1) = 161.9

TC care funcționa la ALF 48,6 cu vechiul releu funcționează acum la ALF 161,9 cu noul releu - cu mult peste punctul genunchi al curbei sale de excitație în condiții de defect, într-o regiune în care comportamentul tranzitoriu al TC este imprevizibil și în care forma de undă secundară poate conține distorsiuni semnificative pe care filtrul Fourier al releului numeric nu le poate procesa corect.

Care sunt cele mai periculoase greșeli de măsurare CT în timpul actualizării sistemelor de protecție?

Greșelile de măsurare a CT pentru actualizarea sistemului de protecție se împart în două categorii: greșeli de specificație făcute în timpul fazei de proiectare, care creează incompatibilitate înainte de începerea instalării, și greșeli de punere în funcțiune făcute în timpul executării actualizării, care introduc erori într-un sistem altfel corect specificat.

Greșeala de specificație 1: acceptarea CT existente fără reevaluarea ALF la o nouă sarcină

Cea mai comună și mai periculoasă greșeală de specificație. Inginerul de protecție specifică noul releu, calculează setările noului releu și observă că raportul CT existent este neschimbat - apoi acceptă CT-ul existent fără să recalculeze ALF-ul efectiv la sarcina noului releu.

Consecința: cu noul releu, TC funcționează într-un punct al caracteristicii sale de excitație foarte diferit de cel în care funcționa cu vechiul releu. În cazul releului numeric cu sarcină redusă descris mai sus, TC poate funcționa atât de mult peste punctul său de apogeu în condiții de defect, încât forma de undă a curentului secundar este grav distorsionată - conținând componente mari de decalaj CC și conținut armonic din care filtrul Fourier al releului numeric nu poate extrage corect fazorul fundamental. Releul fie nu funcționează, fie funcționează cu o sincronizare incorectă, fie funcționează pe componenta distorsionată a formei de undă mai degrabă decât pe frecvența fundamentală a curentului de defect.

Greșeala de specificație 2: nepotrivirea miezurilor CT între funcțiile de protecție

Comutatoarele de medie tensiune conțin de obicei mai multe nuclee - nuclee separate pentru funcțiile de protecție și măsurare și, uneori, nuclee separate pentru diferite funcții de protecție. În timpul actualizării unei scheme de protecție, este obișnuită realocarea nucleelor CT - de exemplu, utilizarea unui nucleu dedicat anterior protecției la supracurent pentru noua funcție de protecție diferențială.

Greșeala de realocare a miezului: protecția diferențială necesită miezuri CT potrivite cu erori de raport și deplasări de fază identice pe ambele părți ale echipamentului protejat. Utilizarea unui miez optimizat anterior pentru protecția la supracurent - cu un ALF mai mare și o caracteristică de excitație diferită - pe o parte a unei scheme diferențiale, în timp ce pe cealaltă parte se utilizează un miez de măsurare standard, creează un curent diferențial permanent în condiții normale de sarcină, pe care releul trebuie fie să îl protejeze, fie să îl interpreteze greșit ca fiind o defecțiune internă.

Greșeala de specificație 3: ignorarea istoricului remanenței CT în timpul actualizării

Un TC care a fost în funcțiune timp de mai mulți ani într-o substație cu un istoric al evenimentelor de defect a acumulat flux remanent în miezul său. Fluxul remanent deplasează punctul de funcționare al TC pe curba sa B-H - crescând curentul de magnetizare, crescând eroarea de raport și reducând ALF efectiv sub valoarea nominală.

În timpul actualizării unei scheme de protecție, starea fluxului remanent al TC existent nu este niciodată evaluată - deoarece procedura standard de punere în funcțiune pentru înlocuirea unui releu nu include demagnetizarea TC și verificarea preciziei raportului. Noul releu este pus în funcțiune împotriva unui TC care poate funcționa la 60-70% din ALF-ul său nominal din cauza remanenței acumulate - o condiție care va determina saturarea TC mai devreme decât se așteaptă algoritmul de protecție al noului releu.

Greșeala de specificație 4: Calcularea incorectă a sarcinii secundare pentru o nouă rutare a cablurilor

Îmbunătățirile sistemului de protecție implică frecvent relocarea releului de protecție - de la un panou local adiacent comutatorului la un panou de protecție centralizat într-o cameră de control la distanță sau de la un releu montat pe panou la un releu numeric montat pe raft cu locații diferite ale terminalelor. Fiecare relocare modifică lungimea cablului secundar și, prin urmare, rezistența circuitului secundar - ceea ce modifică sarcina secundară totală și, prin urmare, ALF efectivă.

Comparație: Greșeli de măsurare CT în funcție de severitatea consecințelor

Tip greșeală	Metoda de detectare	Consecințe în cazul nedetecției	Severitate
ALF nu a fost recalculat la noua sarcină	Analiza curbei de excitație	Saturație CT în timpul defectului - defecțiune a protecției	Critice
Reasignare de bază pentru diferențial	Injecție primară5 test de echilibru	Curent diferențial permanent - funcționare greșită	Critice
Remanența nu a fost evaluată	Test de raport + demagnetizare	ALF efectiv redus - funcționare întârziată	Înaltă
Sarcina nu a fost recalculată pentru noul cablu	Măsurarea sarcinii secundare	Reducerea ALF - saturație la un curent de defect mai mic	Înaltă
Polaritatea nu a fost reverificată după actualizare	Test de polaritate a injecției primare	Defecțiune a releului direcțional - decizie de declanșare incorectă	Critice
Raportul CT nu este confirmat după schimbarea robinetului	Măsurarea raportului	Eroare de setare peste/subcurent - preluare incorectă	Înaltă

Cazul clientului - Modernizarea substației de medie tensiune de 33 kV, Fabrica de ciment, Africa de Nord:
Un inginer de protecție de la o fabrică de ciment a contactat Bepto Electric după ce o defecțiune a barei de distribuție a provocat daune catastrofale la un tablou de distribuție de 33 kV - daune care ar fi trebuit să fie limitate de releul de protecție a barei de distribuție care fusese instalat ca parte a unei actualizări a sistemului de protecție cu șase luni înainte. Ancheta ulterioară defecțiunii a arătat că releul de protecție a barei de distribuție nu a funcționat în timpul defecțiunii. Proiectul de modernizare a înlocuit releele de supracurent electromecanice inițiale cu un releu de protecție numerică modernă a barelor de distribuție, dar nu a recalculat ALF-ul efectiv al CT-urilor existente la sarcina de 0,08 VA a noului releu. CT-urile existente, cu o capacitate nominală de 5P20 cu Rct de 3 Ω, aveau un ALF efectiv de 187 la sarcina noului releu - cu mult peste punctul de apogeu. În timpul defectării barei colectoare, forma de undă secundară a TC a fost puternic distorsionată, cu componente mari de decalaj CC pe care filtrul Fourier al releului numeric nu le-a putut procesa în fereastra sa de timp de funcționare. Releul nu a reușit să extragă o fazoră de frecvență fundamentală valabilă înainte ca cronometrul său intern de tip watchdog să reseteze ciclul de măsurare. Înlocuirea TC cu unități specificate pentru aplicații cu releu numeric cu sarcină redusă - cu un ALF controlat de 30 la sarcina secundară reală - a rezolvat problema de protecție. Inginerul de protecție a declarat: “Am actualizat releul la cea mai modernă tehnologie disponibilă și am ajuns să avem o performanță de protecție mai slabă decât a releelor electromecanice pe care le-am înlocuit. CT-ul a fost problema și nu ne-am uitat niciodată la el, deoarece raportul nu s-a schimbat.”

Cum să reevaluați corect specificațiile TC pentru modernizarea sistemelor de protecție de medie tensiune?

Reevaluarea corectă a TC pentru modernizarea schemelor de protecție necesită o metodologie structurată în patru etape care tratează TC existent ca o componentă neverificată până când se dovedește că este compatibilă cu noua schemă de protecție.

Pasul 1: Definirea noilor cerințe de măsurare a releelor

Înainte de a evalua CT-ul existent, caracterizați complet cerințele interfeței CT a noului releu:

• Sarcina secundară la curentul nominal: Obțineți din specificațiile tehnice ale producătorului releului - nu sarcina nominală a releului, ci impedanța de intrare reală la valoarea nominală a curentului secundar al TC; releele numerice moderne prezintă 0,025-0,1 VA la 1 A, nu cei 1-5 VA declarați ca sarcină nominală
• Clasa de precizie CT necesară: Confirmați dacă noul releu necesită TC de clasă P (5P sau 10P) sau de clasă PX (definite de tensiunea la punctul de apăsare și curentul de magnetizare) - multe relee moderne de protecție diferențială și la distanță specifică cerințe de clasă PX pe care TC de clasă P existente ar putea să nu le îndeplinească
• Factorul de dimensionare tranzitorie (Ktd): Pentru releele cu cerințe de performanță tranzitorie specificate, obțineți Ktd necesar din specificațiile releului - acesta definește capacitatea tranzitorie minimă a TC necesară pentru funcționarea corectă a releului în timpul primelor câteva cicluri de curent de defect
• Algoritm de măsurare: Confirmați dacă releul utilizează măsurarea RMS, extragerea fazorului frecvenței fundamentale sau detectarea vârfurilor - fiecare algoritm are o sensibilitate diferită la distorsiunea formei de undă secundare a TC în condiții de defecțiune

Etapa 2: Recalcularea ALF efectiv la noua sarcină secundară

Aplicați formula ALF efectivă pentru fiecare TC existent în schema de protecție modernizată:

$ALF_{eficient} = ALF_{rated} \times \frac{R_{CT} + R_{burden,rated}}{R_{CT} + R_{burden,actual}}$

Unde:

• $R_{burden,actual}$ = impedanța de intrare a releului + rezistența cablului secundar (ambele conductoare) + orice altă impedanță serie în circuitul secundar
• Comparați ALF_effective cu ALF necesar noului releu - dacă ALF_effective depășește valoarea necesară cu mai mult de 3×, TC poate funcționa într-o regiune imprevizibilă în condiții de defect; dacă ALF_effective este sub valoarea necesară, TC se va satura înainte ca releul să poată lua o decizie de protecție corectă

Pasul 3: Verificarea alocării nucleului CT pentru fiecare funcție de protecție

• Corelarea nucleelor CT existente cu noile funcții de protecție: Documentați nucleul CT fizic care este conectat la fiecare intrare a releului de protecție în schema modernizată
• Verificați dacă clasa de precizie a miezului corespunde funcției de protecție: Miezuri de protecție (5P, 10P, clasa PX) pentru relee de protecție; miezuri de măsurare (clasa 0,5, clasa 1) pentru contorizarea veniturilor - nu utilizați niciodată un miez de măsurare pentru o funcție de protecție într-un sistem modernizat
• Verificați potrivirea nucleului CT diferențial: Pentru protecția diferențială a transformatorului sau a barelor, confirmați că miezurile CT de pe ambele părți ale echipamentului protejat au erori de raport și deplasări de fază corespunzătoare - obțineți certificate de testare din fabrică pentru ambele CT și comparați

Etapa 4: Evaluarea stării CT și a stării de remanență

• Revizuiți istoricul evenimentelor de defecțiune: Obțineți înregistrările evenimentelor releului de protecție pentru ultimii 3-5 ani; identificați toate evenimentele de defect în care curentul primar al TC a depășit 50% din curentul nominal de scurtă durată - fiecare astfel de eveniment este un potențial eveniment de acumulare a remanenței
• Efectuați testul curbei de excitație: Comparați curba de excitație măsurată cu certificatul de testare din fabrică; un punct de genunchi deplasat sau un curent de magnetizare crescut la punctul de genunchi confirmă acumularea de flux remanent
• Efectuați demagnetizarea dacă se confirmă remanența: Demagnetizați înainte de verificarea preciziei raportului - rezultatele testelor de raport pe un TC afectat de remanență nu sunt reprezentative pentru performanța reală a clasei de precizie a TC
• Efectuați verificarea preciziei raportului după demagnetizare: Confirmați că eroarea de raport și deplasarea de fază sunt în limitele clasei de precizie înainte de a accepta TC pentru schema de protecție modernizată

Scenarii de aplicare

• Actualizarea releului de supracurent de la electromecanic la numeric: Recalculați ALF efectiv la noua sarcină a releului; verificați dacă ALF_efectiv se încadrează în 2-5× ALF necesar; evaluați istoricul remanenței; reverificarea obligatorie a polarității injecției primare
• Adăugarea protecției diferențiale a transformatorului la instalația CT existentă: Verificați compatibilitatea clasei PX a miezului CT; efectuați testul de injecție primară a echilibrului circuitului diferențial; confirmați erorile raportului de corespondență pe perechile CT HV și LV
• Modernizarea protecției la distanță pe conducta de transport: Verificați tensiunea punctului de genunchi al clasei PX în raport cu specificațiile releului; recalculați sarcina secundară, inclusiv noua rutare a cablurilor către panoul releului de la distanță; confirmați conformitatea Ktd
• Adăugarea protecției barelor: Verificați dacă toate miezurile CT ale barelor de distribuție au caracteristici potrivite; calculați factorul de stabilitate pentru condiții de defecțiune; verificarea stabilității injecției primare este obligatorie înainte de punerea sub tensiune

Cum să efectuați o verificare sigură a măsurătorilor CT în timpul proiectelor de modernizare a sistemelor de protecție la tensiune?

Pași de verificare a măsurării CT în condiții de siguranță

1. Scurtați circuitele secundare CT înainte de orice deconectare a releului: Înainte de a deconecta orice circuit secundar al TC de la releul existent, aplicați legături de scurtcircuit la bornele secundare ale TC sau la blocul terminal de testare - circuitul secundar deschis al TC sub curentul primar creează tensiune înaltă letală; scurtcircuitarea trebuie să preceadă orice deconectare a bornelor releului
2. Verificați integritatea legăturii de scurtcircuit sub sarcină: După aplicarea legăturilor de scurtcircuit, confirmați că prin legătura de scurtcircuit trece curent secundar cu ajutorul unui ampermetru cu clemă - o legătură de scurtcircuit care pare conectată, dar are un contact slăbit reprezintă un pericol latent de circuit deschis
3. Efectuați verificarea raportului și a polarității înainte de conectarea releului: Cu noul releu instalat, dar care nu este încă conectat la circuitul secundar al CT, efectuați verificarea raportului de injecție primară și a polarității - confirmați că CT furnizează curentul secundar corect în direcția corectă înainte de conectarea la noul releu
4. Verificați sarcina secundară cu noul releu conectat: Măsurați sarcina totală a circuitului secundar cu noul releu conectat; comparați cu sarcina nominală a TC; confirmați că calculul ALF efectiv este în concordanță cu sarcina măsurată
5. Efectuați testul de protecție funcțională înainte de a îndepărta legăturile de scurtcircuit: Cu noul releu conectat și circuitul secundar CT complet, efectuați testul funcțional de injecție secundară al releului - confirmați funcționarea corectă, sincronizarea corectă și funcționarea corectă a contactului de ieșire înainte de a îndepărta legăturile de scurtcircuit ale circuitului primar și de a reveni în funcțiune

Greșeli frecvente de siguranță în timpul modernizării sistemelor de protecție

• Îndepărtarea legăturilor de scurtcircuit secundare ale TC înainte de finalizarea reconectării releului: Cea mai periculoasă greșeală de punere în funcțiune - chiar și o scurtă perioadă cu secundarul CT în circuit deschis în timp ce curentul primar curge creează un pericol de înaltă tensiune la borna deschisă; mențineți legăturile de scurtcircuit până când circuitul secundar complet este verificat ca fiind continuu
• Efectuarea testului de injecție secundară fără verificarea continuității circuitului secundar al TC: Injecția secundară testează releul în mod izolat - nu furnizează informații despre integritatea circuitului secundar al TC; un rezultat pozitiv al injecției secundare nu autorizează îndepărtarea legăturilor de scurtcircuit secundare ale TC fără verificarea injecției primare
• Omiterea reverificării polarității după actualizarea sistemului de protecție: Orice modificare a circuitului secundar al TC - cablu nou, bloc terminal nou, atribuire nouă a terminalelor releului - creează posibilitatea inversării polarității; polaritatea trebuie verificată din nou prin injecție primară după fiecare modificare a schemei de protecție, nu trebuie presupusă din înregistrarea punerii în funcțiune anterioare
• Punerea sub tensiune a sistemului de protecție modernizat fără un test eșalonat de defectare: În cazul în care condițiile de funcționare a rețelei permit acest lucru, un test de defecțiune în etape - crearea deliberată a unei condiții de defecțiune pe circuitul protejat în condiții controlate - este singura metodă care verifică întreaga schemă de protecție, inclusiv performanța TC în condiții reale de curent de defecțiune

Concluzie

Îmbunătățirile sistemelor de protecție creează incompatibilități de măsurare a TC care sunt invizibile la testarea releelor, invizibile la procedurile standard de punere în funcțiune și invizibile la inspecția plăcuțelor de identificare - dar complet vizibile la eșecul sistemului de protecție de a funcționa corect atunci când substația se confruntă cu primul defect real după îmbunătățire. Greșelile care cauzează aceste eșecuri sunt consecvente, previzibile și complet evitabile: eșecul de a recalcula ALF efectivă la sarcina noului releu, eșecul de a reevalua alocarea miezurilor CT pentru noile funcții de protecție, eșecul de a evalua și corecta remanența CT acumulată în timpul anilor de serviciu și eșecul de a reverifica polaritatea și precizia raportului după modificările circuitului secundar. În modernizările sistemelor de protecție de medie tensiune, TC nu este o componentă pasivă care poate fi moștenită de la sistemul anterior fără reevaluare - este un dispozitiv de măsurare activ a cărui compatibilitate cu noul releu trebuie dovedită prin calcul, testare și verificare prin injecție primară înainte ca sistemul de protecție modernizat să poată proteja substația și personalul care lucrează în aceasta.

Întrebări frecvente cu privire la greșelile de măsurare CT în modernizarea sistemelor de protecție

1. Analiza detaliată a rezistenței totale în circuitele secundare de protecție. ↩

2. Parametrii tehnici care definesc performanța TC în condiții de defecțiune. ↩

3. Standard internațional oficial pentru precizia și performanța transformatoarelor de curent. ↩

4. Ghid cuprinzător pentru potrivirea miezurilor CT pentru scheme diferențiale. ↩

5. Standarde de siguranță industrială pentru verificarea integrității sistemului de protecție. ↩