MiCOM P54x Series цифровые дифференциальные токовые реле Июль 2006 РЗА.

MiCOM P54x Series
цифровые дифференциальные токовые реле
Июль 2006
РЗА

MiCOM P54x Series
Продольная дифференциальная токовая защита

MiCOM Protection
P340 Generator Protection Relays
P430/P440 Distance Protection Relays
P540 Line Differential and Unit Protection
P940 Frequency Protection Relays
P240 Universal Motor Protection Relay
P840 Autoreclose Relays
P740 Busbar Protection Relays
P630 Transformer Protection Relays
P140 Feeder Management Relays

P540 защитные функции

P541 для линейных или трансформаторных фидеров 40TE / 8”
P542 для линейных или трансформаторных фидеров с ТАПВ, (60TE / 12”)
P543 для линий с дистанционной защитой ОАПВ и ТАПВ, (60TE / 12”)
P544 для линий, подключенных через 2 выключателя с дистанционной защитой, (60TE /12”)
P540 Current Differential Relays-
доступные модели (non GPS-synch.)

P540 Current Differential Relays -
для классического применения и применения в синхронизированных цифровых сетях
P545 для линий с дистанционной защитой ОАПВ и ТАПВ, , (80TE / 19”)
P546 для линий, подключенных через 2 выключателя с дистанционной защитой, (80TE /19”)
# GPS synchronised
mode described later

Дифферециальный принцип
End A
Линия связи
End B
Relay A
IA + IB = 0 Healthy
IA + IB ≠ 0 (= IF) Fault
Relay B

Трехконцевая линия
C
I
A
I
B
I
F
I
IA + IB + IC = 0 Healthy
IA + IB + IC ≠ 0 (= IF faulty)
Relay B
End C
End A

Current Differential - особенности
Не нужен вход напряжения
Подходит для 3-х концевых линий
Определяет повреждение через переходное сопротивление
Не реагирует на качания
Одно и то же время срабатывания
Проста в установке

Полностью цифровое устройство
Пакеты данных
0 I I I I I I 0 I 0 . . . . . 0 I 0 I I I I I I 0
A/D
P
Цифровой интерфейс
End A
End B

Main Features of P540 Relay
дифференциальный элемент
Использование стандартного коммуникационного канала 56 or 64 kbits/s
Также работает по выделенной оптоволоконной паре
Пофазное исполнение
Компенсация емкостного тока
2 и 3 концевые линии
Измерение и компенсация времени задержки сигнала в канале
проверка достоверности данных в канале
Передача команд прямого и разрешающего телеотключения
8 пользовательских команд для свободного использования

Прямое соединение
OPGW

Подключение через мультиплексор
850nm оптосоединитель
P593
interface
unit
ISDN
X.21 electrical
Multiplexer
G.703 or V.35 electrical
P591/2
interface
unit

Multiplexed Optical Link
34 Mbit/s
Multiplexer
Multiplexer
64k
bits/s
Earth wire optical fibre
Telephone
Telecontrol
Teleprotection
End A
End B

Multiplexed Microwave Link
64k
bits/s
PCM
Multiplexer
PCM
Multiplexer
Telephone
Telecontrol
Teleprotection
End A
End B

Прямое подключение к мультиплексору
850nm оптосоединитель
Multiplexer
Прямое безинтерфейсное соединение
IEEE C37.94

IEEE C37.94 –формат сообщения

При выборе IEEE C37.94 в J реле
уставка актуальна для основного и резервного каналов

Оптический бюджет для прямого соединения
850nm Multi 1300nm Multi 1300nm Multi 1550nm Single Mode Mode Mode Mode
мощность -19.8dBm -13dBm -13dBm -13dBm
передатчика
чувствительность -25.4dBm -40dBm -40dBm -40dBm
приемника
Optical Budget 5.6dB 27.0dB 27.0dB 27.0dB
Миним. 2.6dB 24.0dB 24.0dB 24.0dB
запас (3db)*
удельное 2.6dB/km 0.8dB/km 0.4dB/km 0.3dB/km
затухание
Maкс 1 km 30km 60km 80km
расстояние
ближе
дальше
Key: * 3dB –необходимый запас чувствительности
в расчете на старение кабеля

Current Differential
16 bit АЦП
Асинхронные выборки по 8 точек на период
(12 samples/cycle in Disturbance Record)
Определение вектора тока после обсчета одного цикла по ряду Фурье
Proven best noise immunity in difficult applications adjacent to HVDC, switching noise, series compensation etc…
Коррекция вектора по времени

Измерение тока и фильтрация - 1
I =
2
N
Σ
N - 1
n = 1
i exp j n t
n
ω

Измерение тока и фильтрация - 2
I = 2
s
N
I = 2
c
N
I θ = I + I
N-1
n=1
sin ωΔt.i
n
n
Σ
i i
2 2
o N
+
+
N-1
n=1
Σ
cos ωΔt.i
n
n
s j c

Формат пакета данных
Start
flag
Address
Data
Frame
check
End
flag
Status
and
commands
Current
vectors
Timing
data

Формат пакета данных
24 Bytes
Total
Стартовый флаг (01111110) для синхронизации сообщения
Алрес реле
Метка времени для вычисления времени прохождения сигнала
Информация о статусе и передаваемых командах
3 фазных вектора тока
Дополнительное торможение (2 гармоника для P541/P542, рижим защиты участка ошиновки P544/P546)
CRC
Финишный флаг (01111110) для синхронизации сообщения

Конечное время прохождения сигнала
Ток на ПС В
Ток принятый от ПС А
задержка
Relay A
Relay B

Компенсация времени прохождения сигнала
Синхронные выборки в обоих реле
Прямое сравнение выборок
Синхронизация между реле посредством GPS – что случится при отсутствии GPS?
Асинхронные выборки
Непрерывное измерение расхождения времени
Программная подгонка векторов
P545 and P546 only
Все модели, P541-P546

Время прохождения сигнала
измерения - 1
tA1
Пакет данных
Relay B
Relay A
Current
vectors
tA1
tA2
tA3
tA4
tA5
tB1
tB2
tB3
tB4
tB5
tp1

Время прохождения сигнала измерения - 2
Измеренное время выборки
tB3 = (tA - tp2)
*
*
Время задержки
tp1 = tp2 = 1/2 (tA - tA1) - td
*
Пакет данных
tB1
tB2
tB3
tB4
tB5
tA1
tA2
tA3
tA4
tp1
tA5
Current
vectors
tA1
Current
vectors
tB3
tA1
td
tp2

Сравнение векторов тока
I (tA4)
θΔ
θ
Δ θ = ω Δ t
если I (tB3 ) = Is + j Ic
*
= I cosθ + j I sinθ
то I (tA4) = I (tB3 ) . (cos Δ θ + j sin Δ θ)
= I cos (θ + Δ θ) + j I sin (θ + Δ θ)
*

Дифференциальная характеристика
I
S1
Угол наклона k1
I
клин
Угол наклона k2
S2
сраб
Торм ток
bias A B C
I = 1/2 ( I + I + I )
Диф ток
I =
I + I + I
diff
A
B
C

Мгновенные изменения времени передачи (1)
Неодинаковые времена приема/передачи приведут к неправильному сравнению векторов и неправильному вычислению диф. тока
Большинство цифровых каналов пропускают сигналы разных направлений по одному и тому же пути
Иногда кратковременно эти времена становятся разными
Могут привести к ложному срабатыванию

Мгновенные изменения времени передачи(2)
Реле непрерывно измеряет время прохождения
Любые изменения во времени передачи приводят к тому что реле поднимает уставку К1 до 200% для эффективного блокирования диф органа при токах до Is2
Изменения активны в течении установленного времени (мах 0,5 с) после которого уставка восстанавливается

Мгновенные изменения времени передачи(3)
Диф ток
I =
I + I + I
diff
A
B
C
Торм ток
bias A B C
I = 1/2 ( I + I + I )
I
S1
Bias k1
I
клин
Bias k2
S2
сраб
Bias 200%

Компенсация емкостного тока
IchL
IchR
IR
IL
VL
VR
ZL
В устройствах ДЗЛ необходимо устанавливать ток срабатывания выше тока заряда линии
Р543-546 вычитает емкостный ток из измеренного тока
Польза: увеличение чувствительности при КЗ через переходное сопротивление

Типовые емкостные токи кабеля/ВЛ
Underground cables
Overhead lines
Line Volts
11kV
400kV
30
1.2
A/km
1
0.3
A/km

P541/ P542 – защита трансформатора

Коррекция группы соединения
87
Yy0
0
Yd11
+30
Dy1 (-30 )
Yy0, Yd1, Yd5, Yy6, Yd7, Yd11, Ydy0 …… etc.
0°, -30°, -150°, 180°, +150°, +30°, 0° …. etc.
87

Бросок тока-теория
m
Φ
+
Постановка под
напряжение
m
Φ
-
m
Φ
2
Рабочий режим
V
Φ
m
I
V
m
I
Φ

Example MV Application:
Teed Feeder Protection
F
I
Differential protection can be IDMT or DT delayed to discriminate with tapped feed protection:
Fused spurs
Tee-off transformer in-zone
Ring main units (RMU)
End A
End B

Example HV/EHV Application:
Stub Bus Protection
P544 and P546 have two sets of differential CT inputs
When disconnector open, diff. protection is provided for the stub bus only
No current vectors transmitted to remote end
No diff. intertrip
Bus A
Bus B
Open
disconnector

Additional Communications
ФУНКЦИИ канала
Все терминалы поддерживают двух- и трехрелейную схему
Возможность измерения тока на удаленном конце и фиксация его в осциллограмме
Статистика ошибок канала связи
Прямое телеотключение- может быть использовано для ускорения дистанционной защиты
Разрешающее телеускорение

Direct Intertrip
DTT=1
Data Message
Relay A
Relay B
+
-
+
-
Transformer
Protection

Permissive Intertrip
Busbar
Relay
F
+
-
Example shows interlocked overcurrent protection
Feeder fault seen within busbar zone
Remote end trip after set delay for PIT & current > Is1
Relay A
Relay B
+
-
PIT=1
Data Message

8 Programmable Intertrip/Control
Commands, End - End
8 Commands from PSL end A - PSL end B
Distance and DEF aided channel schemes
Breaker fail backtrip to upstream CB
Force remote end A/R for successful local A/R
SCADA for remote end substation
A
B
52
52
Single or dual fibre optic comms.
850nm
1300nm
1550nm
or MUX
8 + PIT
8 + PIT
PSL
PSL

Z3
Z3
Z1
Z1
Z2
Z2
Tx Rx
Tx Rx
Send Logic : Z1
Trip Logic : Rx + Z2
Z3
Z2
Z1
1
T2
T3
Trip
T2
&
Z3
Z2
Z1
1
T2
T3
Trip
T2
&
100
0
100
0
Best to Keep PSL Simple:
схема работы ДЗ с разрешающим сигналом (1)

Race between relay at D picking up and signal send from relay at C resetting, following opening of breaker at C
If signal send from C resets before relay D operates then aided tripping will not occur
To prevent this a 100ms delay on drop off of the signal send is used in the PSL
A
21
C
B
D
A
C
B
D
Send
Fault
Fault
21
21
21
Rx + Z2
Rx + Z2
PSL Implications:
Permissive Underreach Scheme (2)

PSL Implications:
P540 Distance Schemes
Better security is offered by a distance scheme if permissive signals are routed separately from the current differential
ie. - 87L channel failure for one line should not jeopardise the backup 21 scheme
При наличии параллельных линий рекомендуется для разрешающих сигналов использовать канал соседней линии
A
C
B
D
21
21
87
87

Назначение уникальных адресов реле
Для предотвращения неправильного роутинга сигналов мультиплексором
Range of addresses for 2 terminal applications
1A, 1B; 2A, 2B; _ _ _ _ _ 20A, 20B
Range of addresses for 3 terminal applications
1A, 1B, 1C; 2A, 2B, 2C; _ _ _ _ _20A, 20B, 20C

Communications Path for
Two Ended Application
Tx
Rx
End A
Rx
Tx
End B
CH1

Communications Path for
Three Ended Application
P540
CH1
CH2
Tx
Rx
Rx
Tx
Rx
Tx
Rx
Tx
Tx
Rx
End B
End C
End A
P540
CH1
CH2
P540
CH2
CH1
Tx
Rx
Note: Full line protection is provided even should one communications path fail
E.g. For A-B channel fail, C still offers line protection and will intertrip to A and B in the event of a fault

CH1
CH2
Both channels are active - relays automatically select the correct message should one channel fail
“Hot Standby”
Dual Redundant Communication
Channels Option

Dual Redundant Communications
Relay A
Relay B
Multiplexer

Use of Mixed Comms. Options in Suffix J
CH1 and CH2 can now be selected to operate with different optical drivers, one 850nm, plus a direct fibre connection:
CORTEC codes H to R:

Дублированное соединение
Relay A
Relay B
мультиплексор
Direct Fibre
MUX
Используются оба канала CH1 and CH2...

Be Careful in Triangulated Schemes
with Mixed Comms Channels...
P540
CH1
CH2
Tx
Rx
Rx
Tx
Rx
Tx
Rx
Tx
Tx
Rx
End B
End C
End A
P540
CH1
CH2
P540
CH2
CH1
Tx
Rx
End C has 850nm CH1, and 1300nm CH2
End A has 850nm CH2, and 1300nm CH1
CH1 and CH2 can not be inverted by settings
RELAY A AND RELAY C WILL NOT BE THE SAME CORTEC
850nm
1300nm
1300nm

87L Current Differential
Zone 1 / 2 Distance
Zone 3
Distance *
Zone 3
Distance *
Directional / Non-Directional
Overcurrent and Earth Fault
(* Zone 3 can be set forward
directional if required)
Dual Main Protection -
87L Differential, 21 Distance, Plus Backup

Использование дистанционного элемента
Возможна работа параллельно с ДЗЛ как вторая защита
Использование как резервной в случае потери канала
Для цели дальнего резервирования
Для смешанных линий запрещать АПВ в случае обнаружения повреждения на кабельном участке трассы

P543/P544: Distance Protection
Three Quadrilateral Zones
R
X
Z2
Z1
Z3
Directional Line
Power swing
blocking band
(Zone 3 can be set forward
directional if required)

Quadrilateral Characteristic
For load avoidance, and better ground fault resistive coverage on short lines
jX
Z
Z
R
R
R
Load
L
1
F
Ph/G

Generating a Quadrilateral Zone 1 Impedance Characteristic via Four Phase Comparators
IZ
A1 = V - IZ
B1 = INR
A3 = -IZ
B3 = V + IR
A2 = V - IR
B2 = -IZ
θ
IR
-IR
A4 = -IZ
B4 = VPOL
Trip criterion :- 180° < ∠A - ∠ B
< 0°

Phase Comparator Principle
A B
B A
B Lags A
Restrain condition
B Leads A
Operate condition
A
A
B
B

Fault incidence
CVT error
Faulted phase voltage
16% Synchronous polarising
Polarising voltage
(Before squaring and
90 phase shift)
16% Cross Polarising Level Deals with CVT Transients and Close-up Faults

Preventing Zone - 1 Overreach
Quadrilateral Characteristic
R
E
A
I
A
A
B
R
F
E
B
Prefault power flow
I
B
I
F
jX
B
R
F
R
A
X
Tilt Down

Preventing Underreach
Quadrilateral Characteristic
R
E
A
I
A
A
B
E
B
Prefault power flow
I
B
jX
B
R
F
R
A
X
R
F
Tilt Up

Neutral Current Polarisation
of Quadrilateral Reach-Line
E
A
Z
SA
Z
LA
Z
LB
Z
SB
E
B
I
A
I
R
R
F
PH E fault
R
Prefault load flow

Sequence Diagram for Resistive Ground Fault
E
A
E
B
Z
S1A
Z
L1A
Z
L1B
Z
S1B
I
1A
I
1B
I
2A
I
2B
I
0A
I
0B
Z
S2A
Z
L2A
Z
L2B
Z
S2B
Z
S0A
Z
L0A
Z
L0B
Z
S0B
Z
0A
Z
0B
Z
0A
≈
Z
0B
∴
I
0A
I
0B
=
=
I
F
in which case
I
NA
=
I
F
I
F
3
3R
F

Negating Under/Overreach Effects of Infeed
During a single phase to ground fault the Neutral current is approximately in phase with the fault arc current
The reactance line of the Earth Quad Elements is polarised from Neutral Current
Under and overreach effects are minimised dynamically

Backup Overcurrent Protection
51P/51N/67
Four stages of directional/non-directional phase overcurrent protection
I>1 and I>2 IDMT or definite time
I>3 and I>4 definite time (t=0, instantaneous)
Four stages of directional/non-directional earthfault protection
IN>1 and IN>2 IDMT or definite time
IN>3 and IN>4 definite time (t=0, instantaneous)
Directional decision polarised from VN or V , allowing use of open delta VTs
I> and IN> elements can be enabled permanently, or on channel failure
Useful for enabling as Switch on to Fault protection

Backup Overcurrent Protection
51P/51N/67 IDMT Curves
IEC Curves
Current (Multiples of Is)
0.1
1
10
100
1000
1
100
10
Operating Time (s)
IEEE Curves
0.1
1
10
100
1
10
100
Current (Multiples of Is)
Operating Time (s)
IEC SI
IEC VI
IEC EI
IEC LTS
US MI
US VI
US EI
US I
US SI

УРОВ
2 уставки по времени
Быстрый возврат (15ms)
Запуск извне
Backtrip
Retrip
Trip
From other device
BF
INIT

Возврат УРОВ

Overload Protection (1)
Overcurrent protection designed for fault conditions
Thermal replica provides better protection for overload
Current based
Flexible characteristics
Single or dual time constant
Reset facility
Non-volatile
Current
Time

Overload Protection (2):
Dual τ Characteristic for Transformers
10000
1000
100
10
1
2
3
4
5
6
Trip time (s)
Current (multiple of thermal setting)
Single
characteristic:
τ = 120 mins
Dual characteristic
Single
characteristic:
τ = 5 mins

Broken Conductor Protection (1)
Majority of system faults are a result of short circuits
Easily detectable
Possibility of open circuit faults exist
Difficult to detect with conventional protection

Broken Conductor Detection (2)
Existing detection methods;
Combination of under/overcurrent logic
Negative phase sequence overcurrent
Consider suitability for all load conditions
P54* uses a ratio technique:
I2 / I1 is high for open circuit fault condition
Benefit: Load conditions have minimal effect

VT Supervision (1)
Alarms
Event record
Blocking
Adaptive
setting
Iφ and 2φ
logic
3φ on load
logic
3φ on
energisation
logic
MCB digital
input
A
B
C
VTS
Alarms
Event record
Blocking
Adaptive setting

VTS alarm
VTS block
LCD
Event
records
Loss of all 3 phase voltages under load
P540
&
Voltage
collapse
I
VT Supervision (2)

VTS alarm
VTS block
LCD
Event
records
Loss of all 3 phase voltages upon line energisation
P540
&
No
Voltage
VTS I>Inhibit
VT Supervision (3)

Alternative Setting Groups:
Use for Switched / Alternate Feeding
Setting
selection
inputs
SCADA
or PLC
2
3
1
4
Four groups available

Up to four reclose shots:
First high speed shot can be single pole
Three delayed AR shots
Selection of elements to initiate or block AR
Check synchronism function allows:
Live line/live bus in synchronism AR
Live line/dead bus AR
Dead line/live bus AR
Safety checking prior to manual CB close authorisation
Integrated Autorecloser with
Check Synchronism (Example: P543)

16%
3.8Ω
16km
10miles
Fault Locator: (P543 - P546)
With Mutual Current Compensation

Bay Monitoring
CB state/discrepancy monitoring
CB condition monitoring:
Number of Trip operations
Sum of broken current; Ix (1.0 <= x <= 2.0)
CB operating time
CB operations during period
Condition based maintenance

Remote Communications
Digital Control Systems
Courier
Modbus
IEC 60870-5-103
DNP3.0
UCA2.0

MiCOM P540 Series
Summary
Per phase basis comparison
Differential gives high sensitivity and phase selectivity
More integration, less panel space, less interwiring, lower installation cost
Comprehensive backup protection, AR etc …
No need for panel mounted instruments
NO and NC contacts along with graphical PSL allow interlocking schemes etc to be configured
Self monitoring removes the need for extensive periodic injection testing
Condition monitoring of CB bay aids maintenance scheduling

P540 Main Protection
Unit Protection Relays
Models P543-P546 cover both single and three pole tripping applications
P541, P542 and P547 cover three pole trip applications only
P545 and P546 may also be used in conventional non-SDH applications to boost digital I/O offered, needing no GPS
P543 to P546 extra I/O supports 16 timers in PSL
Main Protection 21/21G 67/67N 50/51(N) A/R 1.5 CB I/O
P541 Current Differential 8/7
P542 Current Differential 16/14
P543 Current Differential 16/14
P544 Current Differential 16/14
P545 Current Differential 24/32
P546 Current Differential 24/32
P547 Phase Comparison 10/10