1
00:00:18,375 --> 00:00:20,241
Eingeschränkter Erdfehler

2
00:00:20,466 --> 00:00:27,999
Dieses Dokument überprüft das Betriebsprinzip von fünf gängigen Relais in Bezug auf die Niedrigimpedanz-REF-Funktion.

3
00:00:28,733 --> 00:00:34,466
Für jedes Relais wird das Funktionsverhalten zunächst auf die gleiche Weise untersucht, wie im Relaishandbuch beschrieben. Dann

4
00:00:34,867 --> 00:00:39,400
wird die Methode zur Erstellung eines vollständigen Testplans für diese Funktion vorgestellt.

5
00:00:39,639 --> 00:00:50,866
Die in diesem Dokument behandelten Relais sind MiCOM P632, Siemens 7UT6x, Siemens 7UT8x, ABB RET521 und ABB RET620.

6
00:00:57,400 --> 00:01:00,133
In einigen der aufgeführten Relais

7
00:01:00,533 --> 00:01:07,066
beruht der Betrieb des Relais auf dem Vergleich des Neutralstroms mit dem von dem Relais berechneten Nullfolgenstrom.

8
00:01:07,533 --> 00:01:13,800
In der Praxis funktioniert das Relais basierend auf der Differenz oder der differentiellen Größe zwischen diesen beiden Strömen.

9
00:01:14,266 --> 00:01:22,266
In einigen anderen Relais hingegen wird der Vergleich dieser beiden Ströme nur zur Stabilität des Relais verwendet, um zu bestimmen, ob der Fehler innerhalb oder außerhalb der Schutzzone liegt.

10
00:01:22,667 --> 00:01:26,800
In diesen Fällen basiert der Betrieb des Relais nur auf dem Neutralstrom,

11
00:01:27,067 --> 00:01:30,866
und die differentielle Größe zwischen den beiden Strömen wird nicht für den Relaisbetrieb verwendet.

12
00:01:32,467 --> 00:01:44,399
Der eingeschränkte Erdfehler (REF) Schutz wird verwendet, um Erdfehler in verschiedenen Geräten wie Transformatoren, Autotransformatoren, Reaktoren, Motoren und ähnlichen Apparaten zu erkennen.

13
00:01:44,723 --> 00:01:47,856
Aufgrund seiner hohen Genauigkeit und Empfindlichkeit,

14
00:01:48,190 --> 00:01:55,190
kann dieser Schutz weitgehend die Bereiche abdecken, die nicht vollständig durch den Transformator-Differentialschutz und den herkömmlichen Erdfehler-Schutz abgedeckt sind.

15
00:01:55,590 --> 00:02:01,056
Der REF-Schutz kann nur angewendet werden, wenn es möglich ist, den durch den Neutralpunkt fließenden Strom zu messen.

16
00:02:01,323 --> 00:02:07,256
Während des normalen Systembetriebs sind Isp und 3I0 ungefähr null. Wie

17
00:02:07,523 --> 00:02:17,056
Sobald ein Erdfehler auftritt, ändern sich beide Ströme. Je nach Fehlerbedingungen können ihre Werte gleich oder unterschiedlich sein.

18
00:02:19,923 --> 00:02:22,856
MiCOM P632

19
00:02:23,457 --> 00:02:33,123
Der Erd-Differenzialschutz dieses Relais basiert auf dem Vergleich der Vektorsumme der Phasenströme auf der entsprechenden Transformatorseite mit dem Neutralpunktstrom IY.

20
00:02:33,323 --> 00:02:40,256
Um das Verhalten dieser Funktion zu analysieren, werden zunächst die Relaisparameter gemäß dem Relaishandbuch überprüft.

21
00:02:40,857 --> 00:02:46,323
Der erste Parameter, der von diesem Relais verwendet wird, ist der Matching-Faktor, der wie folgt berechnet wird.

22
00:02:47,923 --> 00:02:51,123
Die folgenden Bedingungen gelten für die Matching-Faktoren:

23
00:02:51,523 --> 00:02:54,923
Der Matching-Faktor muss immer kleiner als 16 sein.

24
00:02:55,390 --> 00:02:58,989
Der Matching-Faktor muss immer größer als 0,5 sein.

25
00:02:59,590 --> 00:03:05,323
Wenn der Matching-Faktor die oben genannten Bedingungen nicht erfüllt, wird ein Alarm ausgelöst und die Funktion wird blockiert.

26
00:03:05,856 --> 00:03:11,723
Im Handbuch werden zwei Betriebsarten für dieses Relais beschrieben. Jede Betriebsart wird unten separat behandelt.

27
00:03:12,123 --> 00:03:14,323
Niedrige Impedanz / Summe(IP)

28
00:03:14,723 --> 00:03:21,656
In diesem Modus wird die Differenz zwischen jedem Phasenstrom und dem Neutralstrom als der differentielle Strom berechnet.

29
00:03:21,990 --> 00:03:25,523
Der Biasstrom wird ebenfalls als der Phasenstrom betrachtet.

30
00:03:26,723 --> 00:03:30,323
Niedrige Impedanz / IP, max

31
00:03:31,057 --> 00:03:37,190
Für diesen Betriebsmodus werden der Differenzstrom und der Biasstrom wie folgt definiert.

32
00:03:37,590 --> 00:03:42,856
Im Vergleich zum "Niedrigen Widerstand / Summe (IP)" Betriebsmodus

33
00:03:43,057 --> 00:03:46,190
wird hier eine doppelt geneigte Kennlinie verwendet.

34
00:03:46,523 --> 00:03:47,457
Testverfahren

35
00:03:48,857 --> 00:03:55,390
Um diese Funktion zu testen, muss REF als Schutzfunktion im Differenzraum ausgewählt werden.

36
00:03:55,523 --> 00:04:00,856
In der Primärspalte müssen die phasenseitigen Informationen (Hauptseite) eingegeben werden, und

37
00:04:01,057 --> 00:04:05,256
in der Sekundärspalte müssen die neutralseitigen Informationen eingegeben werden.

38
00:04:06,723 --> 00:04:10,723
Im Tab Schutzgerät und im Tab Charakteristikdefinition müssen

39
00:04:10,923 --> 00:04:15,323
die Informationen gemäß dem im Relais ausgewählten Betriebsmodus eingegeben werden.

40
00:04:16,057 --> 00:04:19,056
Niedrige Impedanz / Summe (IP)

41
00:04:19,457 --> 00:04:25,856
Unter Berücksichtigung der Bias-Stromformel für diesen Modus, in dem der Phasenstrom als Bias-Strom verwendet wird,

42
00:04:26,257 --> 00:04:29,656
ist die geeignete Formel Max(Ip,Is).

43
00:04:29,923 --> 00:04:36,390
Standardmäßig geht die Software davon aus, dass Ip der größere Strom ist, was dazu führt, dass die ausgewählte Formel mit der Relaisformel übereinstimmt.

44
00:04:36,857 --> 00:04:41,390
Da die REF-Charakteristik-Kurvendaten festgelegt sind, können die Informationen für Idiff>, Idiff>>,

45
00:04:41,923 --> 00:04:45,523
und der Tab Charakteristikdefinition wie unten gezeigt eingegeben werden.

46
00:04:45,857 --> 00:04:50,723
In diesem Modus beeinflussen die Informationen in den Relais-Einstellungen nicht die Kennlinie.

47
00:04:51,590 --> 00:04:54,990
Niedrige Imped. / Ip,max

48
00:04:57,789 --> 00:05:03,923
In diesem Modus ist die ausgewählte Formel für den Bias-Strom (|IP| + |IS|) / 2. Dies

49
00:05:04,923 --> 00:05:11,256
liegt daran, dass der Tester für jeden einphasigen Fehler-Typ nur aus einer Phase auf jeder Seite Strom einspeist;

50
00:05:11,523 --> 00:05:21,190
daher gilt Ip = 3I0. Für die Daten der Kennlinie müssen die Relais-Einstellungen überprüft und die Relais-Kennlinie entsprechend vervollständigt werden.

51
00:05:21,856 --> 00:05:26,922
Siemens 7UT6x (SIPROTEC 4)

52
00:05:27,590 --> 00:05:37,390
Wie bereits erwähnt, verwendet der REF-Schutz zwei Ströme, Isp und 3I0, um den Schutzprozess durchzuführen. In

53
00:05:38,123 --> 00:05:47,190
diesem Prozess ist der einzige Betriebsstrom Isp, während 3I0 verwendet wird, um zu bestimmen, ob der Systemfehler intern oder extern ist.

54
00:05:48,057 --> 00:05:53,590
. Während des normalen Systembetriebs sind Isp und 3I0 ungefähr null.

55
00:05:54,057 --> 00:05:57,256
. Sobald ein Erdfehler auftritt, ändern sich beide Ströme.

56
00:05:57,590 --> 00:06:01,990
Je nach Fehlerbedingungen können sie gleich oder unterschiedlich sein.

57
00:06:03,123 --> 00:06:09,190
Wenn der Fehler innerhalb der Schutzzone auftritt, fließen sowohl Isp als auch 3I0.

58
00:06:09,590 --> 00:06:16,323
Da die Richtungen dieser Ströme in Richtung des Transformators zeigen, werden beide Ströme als positiv betrachtet.

59
00:06:19,257 --> 00:06:24,390
Wenn der Fehler außerhalb der Schutzzone auftritt, fließen sowohl Isp als auch 3I0.

60
00:06:24,790 --> 00:06:29,256
Isp fließt in Richtung des Transformators und wird als positiv betrachtet,

61
00:06:29,457 --> 00:06:33,523
während 3I0 aus dem Transformator fließt und als negativ betrachtet wird.

62
00:06:33,790 --> 00:06:39,390
Um zu verhindern, dass der REF-Schutz eine falsche Auslösung bei Fehlern außerhalb der Schutzzone erzeugt,

63
00:06:39,657 --> 00:06:44,323
muss zusätzlich zur Definition eines Betriebsstroms eine Stabilisierungsmethode für das Relais festgelegt werden.

64
00:06:44,790 --> 00:06:50,056
Basierend auf dieser Erklärung werden IREF und Istab wie folgt definiert.

65
00:06:50,523 --> 00:06:54,990
Um das Konzept zu verdeutlichen, werden im Folgenden drei verschiedene Fehlerbedingungen beschrieben.

66
00:06:56,123 --> 00:07:01,056
Außenbereichsfehler mit gleichen Beträgen von Isp und 3I0

67
00:07:01,456 --> 00:07:06,256
In diesem Zustand, unter der Annahme gleicher Beträge für Isp und 3I0,

68
00:07:06,523 --> 00:07:11,656
zeigt die Richtung von Isp nach innen zum Transformator und wird als positiv betrachtet,

69
00:07:12,057 --> 00:07:16,523
während die Richtung von 3I0 nach außen aus dem Transformator zeigt und als negativ betrachtet wird.

70
00:07:16,923 --> 00:07:25,056
In diesem Zustand ist der stabilisierende Strom doppelt so hoch wie der Betriebsstrom, und der REF-Schutz bleibt stabil.

71
00:07:28,323 --> 00:07:32,123
Interner Zonenfehler mit dem Fehler, der nur vom Sternpunkt gespeist wird

72
00:07:32,657 --> 00:07:39,856
In diesem Zustand ist Isp nach innen zum Transformator gerichtet und positiv, während 3I0 null ist.

73
00:07:40,057 --> 00:07:45,190
In diesem Zustand hat der REF-Schutz die höchste Empfindlichkeit und wird auslösen.

74
00:07:45,990 --> 00:07:50,723
Interner Zonenfehler mit dem Fehler, der gleichmäßig vom Sternpunkt und dem System gespeist wird

75
00:07:53,123 --> 00:08:01,723
In diesem Zustand sind die Richtungen von Isp und 3I0 beide nach innen zum Transformator gerichtet und werden als positiv betrachtet.

76
00:08:02,457 --> 00:08:05,390
In diesem Zustand ist Istab negativ.

77
00:08:05,723 --> 00:08:11,190
Daher wird es auf null gesetzt, und der REF-Schutz arbeitet mit seiner höchsten Empfindlichkeit und wird auslösen.

78
00:08:12,257 --> 00:08:18,990
Gemäß den obigen Erklärungen hat das Relais bei einem Fehler in der internen Zone keinen stabilisierenden Strom und wird auslösen.

79
00:08:19,657 --> 00:08:25,523
Bei einem Fehler in der externen Zone hingegen gibt es einen großen stabilisierenden Strom, und das Relais wird nicht auslösen.

80
00:08:26,256 --> 00:08:34,123
In allen obigen Beispielen wurde angenommen, dass die Richtungen von Isp und 3I0 entweder gleich sind.

81
00:08:34,323 --> 00:08:40,923
oder einen 180-Grad-Winkelunterschied haben. Diese Annahme ist gültig für primäre Größen. Für sekundäre Größen jedoch können

82
00:08:41,257 --> 00:08:52,390
Bedingungen wie CT-Sättigung und Winkelmessfehler Winkelabweichungen erzeugen und den Wert von ISTAB verringern.

83
00:08:52,590 --> 00:08:58,056
Basierend auf der oben beschriebenen Methode, unter der Annahme, dass die Beträge von Isp und 3I0 gleich sind,

84
00:08:58,323 --> 00:09:05,656
wenn der Winkel zwischen Isp und 3I0 90 Grad beträgt, wird der Wert von ISTAB null.

85
00:09:05,856 --> 00:09:06,856
Beispiel:

86
00:09:07,257 --> 00:09:14,390
Im Siemens-Relais wird ein Parameter namens Grenzwinkel definiert, dessen Wert 100 Grad beträgt.

87
00:09:14,790 --> 00:09:21,990
Wenn der Winkel zwischen Isp und 3I0 größer als dieser Wert ist, bleibt das Relais stabil.

88
00:09:22,390 --> 00:09:29,990
Die REF-Betriebscharakteristik basierend auf dem Winkel zwischen Isp und 3I0 ist unten dargestellt.

89
00:09:30,923 --> 00:09:32,390
Testverfahren

90
00:09:32,790 --> 00:09:41,590
Da die REF-Funktion in den Siemens SIPROTEC 4-Relais nicht als Differenzialfunktion konzipiert ist und keine Differenzialcharakteristik dafür definiert ist,

91
00:09:42,057 --> 00:09:47,190
Es kann nicht im Differentialraum getestet werden. Es muss im AMT-Sequencerraum getestet werden.

92
00:09:47,390 --> 00:09:53,256
Zu diesem Zweck muss ein Strom aus Gruppe A und ein Strom aus Gruppe B in der Hardware-Konfiguration aktiviert werden.

93
00:09:53,590 --> 00:09:58,190
Strom IA ist mit der Phasenseite verbunden, und Strom IB ist mit der Neutralseite verbunden.

94
00:09:59,857 --> 00:10:02,990
Im ersten Testschritt muss der Einstellwert getestet werden.

95
00:10:03,257 --> 00:10:06,723
Zum Beispiel für einen Wert von 0,15In,

96
00:10:06,923 --> 00:10:12,990
Der Strom muss nur von der Neutralseite mit einer Step Ramp eingespeist werden, wobei der Strom in Schritten von 2,5 mA erhöht wird.

97
00:10:13,323 --> 00:10:18,790
Beachten Sie, dass in diesem Relais In basierend auf dem Nennstrom des Transformators und nicht auf dem Nennstrom des CT betrachtet wird.

98
00:10:19,123 --> 00:10:26,056
Wenn der Nennstrom auf der HV-Seite beispielsweise 250 A beträgt und der verwendete CT 300/1 ist,

99
00:10:26,790 --> 00:10:38,656
dann beträgt bei der Einstellung 0,15In der beabsichtigte Wert 0,15 × 250 = 37,5 A auf der Primärseite und 0,125 A auf der Sekundärseite.

100
00:10:40,057 --> 00:10:47,190
Im nächsten Testschritt müssen die Stabilisierungsmethode und der Winkel zwischen dem Neutralstrom und dem Phasenstrom getestet werden.

101
00:10:47,523 --> 00:10:53,856
Um die Stabilisierungsmethode zu testen, muss der Phasenstrom mit der gleichen Magnitude wie der Neutralstrom eingespeist werden.

102
00:10:54,057 --> 00:11:01,590
Im ersten Fall muss er phasengleich mit dem Neutralstrom sein; im zweiten Fall muss er einen 180-Grad-Winkelunterschied haben.

103
00:11:02,057 --> 00:11:08,990
Im phasengleichen Zustand löst das Relais aus, während das Relais im 180-Grad-Zustand stabil bleiben muss.

104
00:11:10,990 --> 00:11:15,990
Im letzten Schritt muss der Grenzwinkel, dessen Wert 100 Grad beträgt, getestet werden.

105
00:11:16,457 --> 00:11:24,590
Dazu reicht es aus, den Schnellmodus auszuwählen und den Winkel manuell zu ändern, damit das Relaisverhalten, das von diesem Winkel abhängt, getestet und verifiziert werden kann.

106
00:11:25,390 --> 00:11:29,923
Siemens 7UT8x (SIPROTEC 5)

107
00:11:31,323 --> 00:11:39,523
Dieses Relais verwendet IY, was der Neutralstrom ist, und 3I0, was der Nullfolgenstrom ist, für seine Berechnungen.

108
00:11:39,790 --> 00:11:44,590
Aus diesen beiden Parametern werden ein Differenzstrom und ein Biasstrom berechnet.

109
00:11:45,123 --> 00:11:54,123
Die bereitgestellte Kennlinie für diese Funktion liegt in der Form von Ichar versus Ibias vor. Ichar hat separate Definitionen für Ansprechen und Auslösen,

110
00:11:54,523 --> 00:11:59,790
und daher müssen die REF-Ansprechoperation und die REF-Auslösoperation separat analysiert werden.

111
00:12:00,790 --> 00:12:02,723
Trip-Betrieb

112
00:12:03,523 --> 00:12:13,456
Für den Relaisauslöser wird das Verhältnis des Neutralstroms zum Ichar-Wert, der dem Ibias auf der Kennlinie entspricht, bewertet.

113
00:12:13,857 --> 00:12:19,056
Laut den Informationen im Relaishandbuch muss der Relaisauslöser zuerst erfolgen,

114
00:12:19,323 --> 00:12:27,656
wenn der Wert von Itrip größer als 1 ist. Darüber hinaus hängt der Relaisauslöser vom Winkel zwischen dem Neutralstrom und 3I0 ab.

115
00:12:27,923 --> 00:12:32,256
Wenn dieser Winkel weniger als 90 Grad beträgt, wird der Fehler als intern betrachtet.

116
00:12:32,457 --> 00:12:40,390
Wenn es größer als 90 Grad ist, wird der Fehler je nach Verhältnis von IY zu 3I0 als intern oder extern identifiziert.

117
00:12:41,923 --> 00:12:43,590
Abholbetrieb

118
00:12:43,856 --> 00:12:48,122
Die Abholung dieser Funktion ist unabhängig vom Winkel zwischen den Strömen.

119
00:12:48,390 --> 00:12:53,256
Wenn das berechnete Idiff größer als Ichar ist, wird das Relais ansprechen.

120
00:12:55,657 --> 00:12:56,790
Testverfahren

121
00:12:57,390 --> 00:13:04,923
Da die REF-Auslösekennlinie in den Siemens SIPROTEC 5 Relais nicht als differentielle Kennlinie behandelt wird,

122
00:13:05,189 --> 00:13:08,188
kann die Relaisauslösung nicht im Differentialraum getestet werden.

123
00:13:08,590 --> 00:13:12,456
Der Auslöstest muss im AMT-Sequencer-Raum durchgeführt werden.

124
00:13:12,923 --> 00:13:18,923
Beachten Sie, dass die Kennlinie eine Verzerrung auf der horizontalen Achse und Ichar auf der vertikalen Achse hat.

125
00:13:19,323 --> 00:13:26,723
Für die Relaisauslösung stellt diese vertikale Achse IY dar; daher kann die Relaisauslösung nicht im Differentialraum getestet werden.

126
00:13:27,657 --> 00:13:34,790
Für Tests im Sequencer-Raum müssen drei Ströme aus Gruppe A und ein Strom aus Gruppe B in der Hardware-Konfiguration aktiviert werden.

127
00:13:35,057 --> 00:13:40,523
Die drei Ströme der Gruppe A sind mit der Phasenseite verbunden, und der Strom IB ist mit der Neutralleiterseite verbunden.

128
00:13:41,657 --> 00:13:44,990
Im ersten Testschritt muss der Einstellwert getestet werden.

129
00:13:45,657 --> 00:13:49,456
Dazu muss ein Strom in eine der drei Phasen eingespeist werden,

130
00:13:49,723 --> 00:13:53,190
und dann muss der Neutralstrom schrittweise erhöht werden. Nach

131
00:13:53,657 --> 00:13:59,056
Nach dem Auslösen des Relais muss der Neutralstrom, der das Auslösen verursacht hat, mit der Kennlinie abgeglichen werden.

132
00:13:59,657 --> 00:14:07,856
Für diesen Abgleich muss zunächst der entsprechende Biasstrom unter Verwendung der bereitgestellten Gleichung berechnet werden, und dann muss IY mit Ichar verglichen werden.

133
00:14:10,057 --> 00:14:17,456
Im nächsten Testschritt müssen die Stabilisierungsmethode und der Winkel zwischen dem Neutralstrom und dem Phasenstrom getestet werden.

134
00:14:18,390 --> 00:14:23,590
Um die Stabilisierungsmethode zu testen, muss der Phasenstrom mit einer bestimmten Größe eingespeist werden,

135
00:14:24,123 --> 00:14:27,456
und der Neutralstrom muss ebenfalls unter verschiedenen Bedingungen eingespeist werden.

136
00:14:27,657 --> 00:14:37,856
Zu diesem Zweck muss der Strom sowohl in die Phasenseite als auch in die Neutralseite eingespeist und so eingestellt werden, dass der IY-Strom im Betriebsbereich der Relaiskennlinie liegt.

137
00:14:38,323 --> 00:14:43,123
Um diese Bedingung zu testen, müssen die Stromstärken im Schnellmodus konstant gehalten werden,

138
00:14:43,390 --> 00:14:50,990
und der Winkel muss am Schwellenwert, zum Beispiel 90 Grad, überprüft werden, um den korrekten Betrieb des Relais zu verifizieren. Wie in der Kurve rechts dargestellt,

139
00:14:51,457 --> 00:14:58,390
variiert der Winkel-Schwellenwert je nach Verhältnis von IY zu 3I0, was während des Tests berücksichtigt werden kann.

140
00:15:00,657 --> 00:15:06,790
Für den Test des Relaisabgriffs kann der Differentialraum verwendet werden, da laut dem Relaishandbuch,

141
00:15:06,990 --> 00:15:15,923
Die vertikale Achse der Ichar-Ibias-Charakteristikkurve ist die differentielle Größe zwischen dem Neutralstrom und dem Nullfolgenstrom.

142
00:15:18,923 --> 00:15:28,323
Für Tests im Differentialraum muss im Fenster Testobjekt der Differentialblock konfiguriert werden, indem REF als Schutzfunktion ausgewählt wird.

143
00:15:28,856 --> 00:15:35,256
Anschließend müssen die Informationen zur Hauptseite und zum Neutralleiter entsprechend der Seite, auf der diese Funktion angewendet wird, ausgefüllt werden.

144
00:15:35,790 --> 00:15:39,390
Die Ibias-Formel muss als IP + IS eingegeben werden.

145
00:15:39,722 --> 00:15:45,990
Da während eines einphasigen Fehlers nur ein Phasenstrom eingespeist wird, entspricht diese Formel der Relaisformel.

146
00:15:47,387 --> 00:15:50,456
ABB RET521

147
00:15:51,323 --> 00:15:55,990
Um einen Erdschluss im Innenbereich zu erkennen, verwendet das Relais zwei Elemente: die

148
00:15:56,123 --> 00:15:59,656
Differenz-Bias-Charakteristikkurve und ein richtungsabhängiges Element.

149
00:16:00,257 --> 00:16:08,256
In diesem Relais wird der Neutralstrom (IN)--- als richtungsweisende Referenz betrachtet, da seine Richtung sowohl bei internen als auch bei externen Fehlerbedingungen festgelegt ist.

150
00:16:08,857 --> 00:16:13,256
Für dieses Relais gelten die folgenden Gleichungen für Idiff und Ibias.

151
00:16:13,723 --> 00:16:19,256
Basierend auf der Struktur, die in diesem Relaishandbuch bereitgestellt wird, müssen die Phasenseitigen CTs in Richtung des Transformators geerdet werden,

152
00:16:19,457 --> 00:16:23,656
während der neutralseitige CT in die entgegengesetzte Richtung zum Transformator geerdet werden muss.

153
00:16:23,857 --> 00:16:27,990
Aus diesem Grund wird das negative Vorzeichen in der Idiff-Berechnung bedeutungsvoll.

154
00:16:28,123 --> 00:16:34,123
Im Allgemeinen müssen die Strömungsrichtungen, die vom Relais gesehen werden, entgegengesetzt zueinander sein,

155
00:16:34,323 --> 00:16:39,256
damit das Relais einen Erdschluss innerhalb der Schutzzone identifizieren kann.

156
00:16:40,723 --> 00:16:45,790
Für Fehler außerhalb der Schutzzone ist die differentielle Größe ungefähr null.

157
00:16:45,990 --> 00:16:50,590
Basierend auf der Relaisdefinition ist die Richtung des Stroms in beiden CTs gleich, was

158
00:16:50,923 --> 00:16:54,990
dazu führt, dass das Relais den Fehler als außerhalb der Schutzzone identifiziert.

159
00:16:55,990 --> 00:17:00,856
Die von dem Relais bereitgestellte Diff-Bias-Charakteristik-Kurve besteht aus drei Abschnitten.

160
00:17:01,190 --> 00:17:06,523
Im ersten Abschnitt kann der Schwellenstrom vom Benutzer von 5% bis 50% eingestellt werden, während

161
00:17:06,857 --> 00:17:09,123
 während die anderen Abschnitte definiert und festgelegt sind.

162
00:17:09,590 --> 00:17:10,723
Testverfahren

163
00:17:11,323 --> 00:17:16,790
Diese Funktion im RET521 Relais kann im Differentialraum getestet werden.

164
00:17:17,123 --> 00:17:22,456
 Die folgenden Punkte müssen berücksichtigt werden, wenn die Informationen für diese Schutzfunktion eingegeben werden.

165
00:17:22,923 --> 00:17:28,656
Um diese Funktion zu testen, muss REF als Schutzfunktion im Differentialraum ausgewählt werden.

166
00:17:29,190 --> 00:17:37,323
Die Phasenseiteninformationen (Hauptseite) müssen in die Primärspalte eingegeben werden, und die Neutralseiteninformationen müssen in die Sekundärspalte eingegeben werden.

167
00:17:37,590 --> 00:17:45,590
Die Erdungsrichtung des Sternpunkts für die Neutralseite muss als Zur Leitung ausgewählt werden, und die Ibias-Beziehung muss als Max(Ip,Is) ausgewählt werden.

168
00:17:46,590 --> 00:17:52,656
In diesem Beispiel wurde die differentielle Kennlinie für einen Betriebsschwellenwert von 0,3 gezeichnet.

169
00:17:53,457 --> 00:17:56,190
ABB RET620

170
00:17:56,590 --> 00:18:06,590
Für REF-Schutz verwendet dieses Relais die differentielle Größe zwischen dem Phasen-Nullfolgenstrom (3I0) und dem Neutralstrom IY.

171
00:18:07,057 --> 00:18:11,923
Ein Biasstrom wird auch für die Differenz-Bias-Charakteristikkurve dieser Funktion definiert,

172
00:18:12,123 --> 00:18:14,789
der den Durchschnitt der drei Phasenströme des Relais darstellt.

173
00:18:15,057 --> 00:18:17,590
Laut den im Relaishandbuch angegebenen Punkten,

174
00:18:17,857 --> 00:18:25,923
wird COSphi als gleich 1 betrachtet, wenn der Winkel zwischen dem Neutralstrom (IY) und dem Phasen-Nullfolgenstrom (3I0) 180 Grad beträgt.

175
00:18:26,190 --> 00:18:30,523
Wenn der Winkel zwischen ihnen weniger als 90 Grad beträgt, wird COSphi als null betrachtet.

176
00:18:30,857 --> 00:18:39,057
Daher wird das Relais nur auslösen, wenn der Winkel zwischen dem Neutralstrom (IY) und dem Phasen-Nullfolgenstrom (3I0) größer als 90 Grad ist.

177
00:18:39,323 --> 00:18:41,456
Für dieses Relais sind zwei Verbindungstypen definiert.

178
00:18:41,590 --> 00:18:48,257
Zusammenfassend lässt sich sagen, dass, wenn die CTs auf beiden Seiten entweder zum Gerät oder vom Gerät weg geerdet sind,

179
00:18:48,656 --> 00:18:59,086
die Verbindung Typ 1 ist. Wenn ein CT zum Transformator geerdet ist und der andere in die entgegengesetzte Richtung geerdet ist, ist die Verbindung Typ 2.

180
00:19:00,687 --> 00:19:03,620
Identifizierung interner und externer Fehler

181
00:19:04,087 --> 00:19:11,820
Im Relaishandbuch wird die folgende Struktur (Typ 1) verwendet, um interne und externe Fehler zu erklären und das Verhalten des Relais zu analysieren.

182
00:19:12,687 --> 00:19:21,286
In dieser Struktur wird der Fehler als extern identifiziert und die Funktion blockiert, wenn der Winkel zwischen 3I0 und IY weniger als 90 Grad beträgt.

183
00:19:21,887 --> 00:19:23,419
Testverfahren

184
00:19:23,687 --> 00:19:28,486
Diese Funktion im RET620 Relais kann im Differentialraum getestet werden.

185
00:19:28,687 --> 00:19:33,753
Die folgenden Punkte müssen berücksichtigt werden, wenn die Informationen für diese Schutzfunktion eingegeben werden.

186
00:19:34,020 --> 00:19:39,486
Um diese Funktion zu testen, muss REF als Schutzfunktion im Differentialraum ausgewählt werden.

187
00:19:39,753 --> 00:19:44,219
In der Primärspalte müssen die phasenseitigen Informationen (Hauptseite) eingegeben werden,

188
00:19:44,620 --> 00:19:48,419
und in der Sekundärspalte müssen die neutralseitigen Informationen eingegeben werden.

189
00:19:48,820 --> 00:19:56,020
Wenn der Verbindungstyp im Relais Typ 1 ist, muss die Erdungsrichtung des Sternpunkts beider CTs als Zum Objekt ausgewählt werden;

190
00:19:56,353 --> 00:19:59,553
ansonsten muss der neutralseitige CT als Zum Leitung ausgewählt werden.

191
00:19:59,820 --> 00:20:08,553
Die Ibias-Beziehung muss als Max(Ip,Is) / K1 ausgewählt werden, wobei K1 = 3 ist.

192
00:20:09,220 --> 00:20:15,820
In diesem Beispiel wurde die differentielle Charakteristik-Kurve für einen Betriebsschwellenwert von 0,3 gezeichnet.