Tests zur Abstimmung von Überstromrelais Tests moderne Verteilungsleitungen

Wichtigste Erkenntnisse

• Die Schutzkoordination funktioniert nur, wenn jedes Gerät über einen klar definierten Bereich und eine verifizierte Backup-Rolle verfügt.
• Zeit-Strom-Kurven und Ansprecheinstellungen sind zwar nach wie vor erforderlich, reichen jedoch nicht aus, wenn sich der Zustand der Einspeiseleitung und die Richtung der Einspeisung ändern.
• Eine moderne Koordinierung der Einspeisung ist erst dann zuverlässig, wenn Modellaktualisierungen und Tests im geschlossenen Regelkreis die Leistung unter realen Betriebsbedingungen Tests .

Eine ordnungsgemäße Koordinierung auf modernen Zuleitungen erfordert Tests Fehlern unter denselben Bedingungen, die auch zur Berechnung der Relais-Einstellungen herangezogen werden.

Die Koordinierung des Schutzes ist von Bedeutung, da Kund:innen meisten Kund:innen auf der Verteilerseite ihren Ursprung haben – dort entstehen in den Vereinigten Staaten mehr als 90 % der Stromunterbrechungen in den Verteilungsnetzen. Eine auf dem Papier akzeptabel erscheinende Zuleitungsstudie wird im Betrieb dennoch versagen, wenn die Annahmen zu Auslösung, Zeitverhalten und Fehlerstrom stammte einem Einwegmodell stammte , das nicht mehr mit dem von Ihnen betriebenen Stromkreis übereinstimmt.

Der Überstromschutz greift, wenn jedes Gerät seinen Bereich freigibt

Unter Schutzkoordination versteht man, dass jede Überstromschutzvorrichtung Fehler innerhalb ihres zugewiesenen Bereichs beseitigt, bevor eine vorgeschaltete Vorrichtung anspricht. Eine gute Koordination begrenzt das Ausfallgebiet und die Belastung der Anlagen. Sie erkennen, dass dies funktioniert, wenn das nächstgelegene Relais, der nächstgelegene Wiedereinschalter oder die nächstgelegene Sicherung zuerst anspricht und die Reservevorrichtung lange genug wartet, um in Bereitschaft zu bleiben.

Ein einfaches Versorgungsnetz veranschaulicht das Problem. Ein seitlicher Fehler stromabwärts eines Zweig-Wiederzuschalters sollte diesen Wiederzuschalter auslösen, bevor der Schalter im Umspannwerk öffnet. Öffnet sich der Schalter zuerst, wird die Stromversorgung für alle Kund:innen dem Versorgungsnetz unterbrochen, obwohl der Fehler nur in einem Zweig auftrat. Dieses Ergebnis ist ein Koordinationsfehler, der zudem das Ausfallgebiet vergrößert.

Sie sollten die Koordinierung als einen Plan zur Freischaltung von Bereichen betrachten, der an die tatsächliche Topologie der Zuleitungen gekoppelt ist. Phasenrelais, Erdungselemente, Sicherungen und Wiedereinschaltvorrichtungen benötigen alle eine klar definierte Rolle. Ein guter Plan legt auch fest, welches Ersatzgerät zum Einsatz kommt, falls das primäre Gerät ausfällt. Dieser Ersatzpfad ist von Bedeutung, da moderne Zuleitungen Verbindungsleitungen, Zuleitungsumschaltungen und lokale Erzeugungsanlagen umfassen, die die Stromstärken und die Fehlerrichtung verändern.

Zeit-Strom-Kurven zeigen die Selektivität der verschiedenen Einspeisegeräte

Zeit-Strom-Kurven zeigen, ob Schutzgeräte über den gesamten Fehlerbereich hinweg selektiv bleiben – vom kleinsten Fehler, der eine Auslösung erfordern muss, bis zum größten Fehler, den der Stromkreis führen kann. Ein koordinierter Satz von Kurven hält die Primärschutzgeräte links und unterhalb der Reserve-Schutzgeräte, wobei ein ausreichender Abstand eingehalten wird, um Toleranzen, die Auslösezeit der Leistungsschalter und das Rückstellverhalten der Relais zu berücksichtigen.

Eine Kurvenprüfung sollte klare Antworten liefern. Löst bei einem stromabwärts liegenden Fehler die seitliche Sicherung aus, bevor der stromaufwärts liegende Wiedereinschalter anspricht? Bietet der Zuleitungsschalter weiterhin eine Absicherung, falls der Wiedereinschalter ausfällt? Bleibt ein Erdungselement auch bei starker Lastasymmetrie sicher befestigt? Diese Antworten lassen sich auf dem Diagramm bereits lange vor der Einschaltung der Leitung ablesen, weshalb die Überprüfung der Zeit-Strom-Kurve nach wie vor die grundlegende Überprüfung für den Überstromschutz darstellt.

„Kurven allein beweisen noch nicht, dass die Aufgabe erledigt ist, denn die Darstellung setzt voraus, dass die Eingabewerte Ihres Modells korrekt sind.“

Dennoch decken sie mangelnde Selektivität schnell auf und bieten dir eine erste systematische Überprüfung, bevor Tests .

Die Quelldaten müssen vor Beginn der Relaiskonfiguration abgeglichen werden

Die Relais-Einstellungen sind nur so gut wie das ihnen zugrunde liegende Netzversorgungsmodell. Bevor Sie die Ansprechschwelle oder die Zeitverzögerung einstellen, benötigen Sie feststehende Angaben zur Quellenimpedanz, zu den Leiterdaten, den Transformatoranschlüssen, der Erdungsart, den Nennwerten der Geräte und den Betriebszuständen. Wenn sich diese Eingangsdaten ändern, ist Ihre Koordinationsstudie bereits am Tag ihrer Veröffentlichung veraltet.

Eine Zuleitung mit einer geschalteten Kondensatorbank, einer normalerweise offenen Verbindungsleitung und einer dezentralen Energieerzeugungsanlage kann mehrere gültige Betriebszustände hervorbringen. Jeder Zustand verändert den minimalen und maximalen Fehlerstrom. Ein Relais, das bei geöffneter Verbindungsleitung sicher zu sein scheint, kann bei geschlossener Verbindungsleitung an Empfindlichkeit verlieren, und ein Erdungselement kann sich anders verhalten, nachdem stromaufwärts eine Erdungsbank hinzugefügt wurde. Deshalb basieren gute Einstellungen auf einem definierten Datenpaket und nicht auf einer groben Einlinienschema.

• Verwenden Sie für jede normale und jede alternative Einspeisequelle ein Fehlermodell.
• Überprüfen Sie die Längen und Querschnitte der Leiter anhand der aktuellen Anlagenunterlagen.
• Überprüfen Sie die Vektorgruppen des Transformators und die Erdung an jedem Abzweig.
• Berücksichtigen Sie den Beitrag von Motoren und die lokale Stromerzeugung dort, wo es darauf ankommt.
• Legen Sie die während der Studie verwendete Firmware-Version des Relais fest.

Sie suchen nicht nach mehr Daten, als Sie benötigen. Sie suchen nach den Eingangsgrößen, die den Fehlerstrom, die Fehlerrichtung oder die Betriebszeit des Geräts wesentlich beeinflussen. Diese Vorgehensweise sorgt dafür, dass die Koordinierungsarbeit auf den physikalischen Gegebenheiten der Zuleitung basiert und nicht auf Vermutungen.

Die Empfindlichkeitseinstellungen müssen Spitzenlasten von minimalen Störungen unterscheiden

Die Ansprechgrenzen müssen einen ausreichenden Spielraum über der erwarteten Last und dem transienten Strom bieten, gleichzeitig aber auch den kleinsten Fehler erkennen, der eine Auslösung erfordern sollte. Ein guter Überstromschutz liegt zwischen diesen beiden Grenzwerten. Ist die Ansprechgrenze zu niedrig, kommt es zu Fehlauslösungen. Ist sie zu hoch, erkennt das Relais schwache Fehler am anderen Ende nicht.

Die Kaltlastaufnahme macht diesen Kompromiss deutlich. Eine nach einem Ausfall wieder in Betrieb genommene Zuleitung kann mehrere Minuten lang einen Strom aufnehmen, der weit über der normalen Last liegt. Ein Phasenelement, das zu nahe an der Nennlast eingestellt ist, löst während der Wiederinbetriebnahme aus, obwohl der Stromkreis in Ordnung ist. Ein Fehler am anderen Ende einer langen ländlichen Zuleitung führt zum gegenteiligen Problem, da der Fehlerstrom unter Berücksichtigung der Leitungsimpedanz und der Transformatorimpedanz gering ausfallen kann.

Die Erdungsüberwachung erfordert die gleiche Sorgfalt. Eine solide geerdete Zuleitung kann empfindliche Erdungseinstellungen unterstützen, während eine Zuleitung mit Lastungleichgewicht oder kapazitivem Strom stärker begrenzt werden muss. Sie sollten die Erdungsüberwachung anhand der gemessenen Last, verschiedener Netzzustände und schwacher Fehlerfälle testen, damit das Relais bei Fehlern anspricht und nicht bei normalem Verhalten der Zuleitung.

Bei der Zeitabstufung muss die Selektivität über alle Schutzvorrichtungen hinweg gewahrt bleiben

Bei der Zeitabstufung wird eine geplante Verzögerung zwischen Primär- und Backup-Geräten eingefügt, sodass das nächstgelegene Gerät zuerst freigibt und das nächste Gerät verfügbar bleibt, falls das erste ausfällt. Dieser Abstand muss über den gesamten relevanten Bereich hinweg gewährleistet sein. Eine Sicherheitsmarge, die bei einer bestimmten Ausfallstufe funktioniert, kann bei einer anderen Ausfallstufe verschwinden, wenn sich die Kurvenverläufe überschneiden.

Eine typische Einspeisekette umfasst ein Umspannwerksrelais, einen Hauptleitungs-Wiedereinschalter und eine Abzweigsicherung. Verwendet das Umspannwerksrelais eine inverse Kennlinie, die bei hohen Strömen zu aggressiv wird, kann es den Wiedereinschalter bei einem Nahfehler überholen. Wenn die schnelle Auslösung des Wiedereinschalters den Schmelzbereich der Sicherung überlappt, werden bei Abzweigfehlern Sicherungen durchgebrannt, die nach einem vorübergehenden Kontakt mit einem Ast eigentlich hätten erhalten bleiben sollen.

Sie sollten die Zeitabläufe anhand der Auslösezeit des Leistungsschalters, des Relais-Überhubs, der Wiedereinschaltlogik und der Sicherungstoleranz bewerten, anstatt sich ausschließlich auf Nennbetriebspunkte zu stützen. Erdungs- und Phasenelemente müssen ebenfalls separat geprüft werden, da sie auf unterschiedliche Fehlermuster reagieren. Eine umfassende Koordinierung ist eine Überprüfung über den gesamten Strombereich hinweg, die über eine einfache Einpunkt-Zeitprüfung hinausgeht.

Der bidirektionale Fehlerstrom beeinträchtigt die Koordinierung auf den Zuleitungen mit den Erzeugungsanlagen

Durch dezentrale Erzeugung wird eine radiale Zuleitung zu einem bedingten Netz, und die Koordinierungsregeln müssen diesem Wandel Rechnung tragen. Fehlerstrom kann aus mehr als einer Richtung kommen, die Stromstärke kann je nach Kategorie steigen oder sinken, und manche Fehler lassen sich im Umspannwerk schwerer erkennen, während andere an einem nachgeschalteten Gerät schneller erkannt werden.

Eine Zuleitung mit einer Solaranlage auf dem Dach, einer Batterieanlage und einem synchronen Industriegenerator verhält sich nicht wie ein Stromkreis mit einer einzigen Quelle. Bei einem Fehler im nachgeschalteten Bereich kann der Fehlerstrom sowohl aus dem Umspannwerk als auch aus lokalen Erzeugungsanlagen hinter dem Fehler stammen. Dieser zusätzliche Strom kann dazu führen, dass ein seitlich angeschlossenes Gerät in einen schnelleren Bereich seiner Kennlinie gelangt oder dass ein vorgeschaltetes Relais – je nach Fehlerort und Steuerung der Quellen – einen umgekehrten oder reduzierten Strom misst.

Die Leistung kleiner Solaranlagen in den Vereinigten Staaten erreichte im Jahr 2023 44,3 GW. Dieses Wachstum sollte sowohl als Sicherheits- als auch als Planungsproblem betrachtet werden. Zuleitungen, die früher als Einwegstromkreise fungierten, erfordern nun Koordinationsprüfungen hinsichtlich Rückspeisung, Mindestfehlerstrom und durch lokale Quellen verursachter Übergangszustände.

Tests im geschlossenen Regelkreis Tests die Koordination bei bidirektionalen Fehlerfällen

Herkömmliche Tests , dass ein Relais bei den gewählten Strom- und Zeitwerten auslöst, während Tests im geschlossenen Regelkreis die vollständige Koordinierung unter realistischen Netzbedingungen Tests . Dieser Unterschied ist bei Netzen mit lokaler Erzeugung von Bedeutung. Das Relais muss dasselbe Fehlerverhalten erkennen, mit dem es im Netz konfrontiert sein wird, einschließlich Wechselwirkungen mit den Erzeugungsquellen und Richtwirkungseffekten.

Die Sekundäreinspeisung hat nach wie vor ihre Berechtigung. Sie überprüft die Erkennung, die Kurvenauswahl, die Logik und I/O für ein einzelnes Gerät. Auch Software behalten ihren Wert, da sie viele Betriebszustände schnell durchspielen können. Eine Lücke entsteht jedoch, wenn Relaislogik, Stromrichtungswechsel, Auslösezeiten von Leistungsschaltern und Netzänderungen zusammenwirken. Ein Relais, das die Prüfstandseinspeisung besteht, kann dennoch falsch koordinieren, wenn eine andere Quelle denselben Fehler über einen anderen Pfad einspeist.

Genau hier fügt sich OPAL-RT in den Arbeitsablauf ein. Ein System mit geschlossenem Regelkreis kann den bidirektionalen Fehlerfluss in Echtzeit nachbilden, reale Relais und Steuerungen anschließen und überprüfen, ob das vorgesehene Primärgerät auch nach einer Änderung des Zustands der Abzweige weiterhin als Erstes auslöst. Man geht nicht mehr davon aus, dass sich die Abzweige wie im Berechnungsmodell verhalten. Stattdessen Tests Koordinationsplan anhand des tatsächlichen Verhaltens der Abzweige in der Praxis Tests .

Veraltete Modelle führen nach Upgrades der Einspeiseleitungen zu versteckten Koordinationsproblemen

Die Schutzkoordination verschlechtert sich schleichend, wenn die Netzabschnittsmodelle nicht mehr den tatsächlichen Bedingungen vor Ort entsprechen. Eine neue Verbindungsleitung, ein Abschnitt mit neu verlegten Leitungen, eine Verschiebung des Reglers oder zusätzliche Erzeugungskapazitäten können alte Einstellungen ungültig machen, ohne dass es sofort zu einem Ereignis kommt. Eine gute Koordinierung ist eine fortlaufende technische Aufgabe, da sich das Risiko im Netzabschnitt bei jeder Änderung des Stromkreises ändert.

Ein Versorgungsunternehmen kann monatelang ohne erkennbare Anzeichen von Problemen laufen, bis plötzlich ein Fehler auftritt, der die Schwachstelle offenbart. Ein Leistungsschalter löst aufgrund eines Zweigfehlers aus, den ein Wiedereinschalter eigentlich hätte beseitigen müssen. Eine Rückspeisung aus lokaler Erzeugung beschleunigt ein Gerät und lässt ein anderes ausfallen. Die Mitarbeiter überprüfen daraufhin eine Planungsdatei, die noch die Topologie des Vorjahres widerspiegelt. Der Einstellungsfehler ist nicht über Nacht entstanden, der Ausfall jedoch schon.

Deshalb ist eine konsequente Wiederholungsprüfung wichtiger als ein einmaliges, fehlerfreies Studienpaket. OPAL-RT ist hier nützlich, da es Ihnen ermöglicht, die Koordination hardware jeder wesentlichen Schaltungsänderung anhand aktualisierter Zuleitungsmodelle und hardware tatsächlichen hardware erneut zu überprüfen. 

„Die grundlegende Erkenntnis ist einfach: Die Koordination von Überstromrelais in modernen Zuleitungen ist nur dann zuverlässig, wenn Einstellungen, Modelle und Prüfungen das aktuelle Verhalten der Zuleitung widerspiegeln.“