Schutz- und Relaishandbuch: Relais auswählen, einstellen und testen

Was ein Schutzrelais tatsächlich schützt

Ein Schutzrelais ist der Entscheidungsträger: Es misst Strom/Spannung (und manchmal auch Frequenz, Leistung, Impedanz, Oberschwingungen), wendet Logik an und löst eine Auslösung an einen Leistungsschalter aus, wenn Bedingungen auf ein Schadensrisiko oder ein Sicherheitsrisiko hinweisen. Im praktischen Schutz- und Relaisdesign schützen Sie:

• Ausrüstung: Transformatoren, Motoren, Generatoren, Kabel, Sammelschienen und Einspeisungen.
• Systemstabilität: Verhinderung kaskadierender Auslösungen bei Störungen.
• Menschen und Einrichtungen: Begrenzung der Lichtbogendauer und unsicherer Berührungspotenziale.

Ein nützliches mentales Modell sind „Schutzzonen“. Jedes Asset sollte eine klar definierte Grenze und ein primäres Relay-System mit vorgeschaltetem Backup-Schutz haben. Das Ziel besteht darin, dass das primäre Relais zuerst auslöst; Die Sicherung löst nur aus, wenn der primäre Schutz oder Leistungsschalter ausfällt.

Kern-Relay-Funktionen, die Sie am häufigsten verwenden werden

Moderne numerische Relais realisieren viele Funktionen in einem Gerät. Die folgenden Bausteine sind in Schutz- und Relaisanwendungen üblich und weisen auf ihre Stärken hin:

Wenn Sie einen Ausgangspunkt für viele industrielle und kommerzielle Systeme benötigen, ist ein kombiniertes Phasenüberstrom-Erdschlusspaket mit gut koordinierten Zeitkurven häufig die kostengünstigste Basislösung. Fügen Sie dann Differential-, Lichtbogenreduzierungs- oder kommunikationsunterstützte Systeme hinzu, wenn Risiko und Kritikalität dies rechtfertigen.

Entwerfen des Schutzschemas: Zonen, Selektivität und Backup

Eine praktische Schutz- und Relaisphilosophie sollte für jeden Fehlertyp drei Fragen beantworten: „Wer löst zuerst aus?“, „Wie schnell?“ und „Wer unterstützt, wenn das ausfällt?“ Die klassische Hierarchie ist:

• Primärschutz: deckt den kleinsten Bereich ab und löst am schnellsten aus.
• Lokale Sicherung: Die Schutzschalter-Ausfalllogik löst vorgeschaltete Schutzschalter aus, wenn der lokale Schutzschalter nicht freigegeben wird.
• Remote-Backup: zeitverzögertes Überstrom-/Distanzrelais mit vorgeschaltetem Relais, das den Fehler löscht, wenn lokale Systeme ausfallen.

Koordinationsspielraum, den Sie einplanen sollten

Für die zeitlich abgestufte Überstromkoordination streben Ingenieure üblicherweise ein Koordinierungszeitintervall an, das die Toleranz der Relaisbetriebszeit, die Ausschaltzeit des Leistungsschalters und die vorübergehenden Auswirkungen von Stromwandlern/Relais abdeckt. In vielen Feldumgebungen ist ein praktischer Startbereich vorhanden 0,2–0,4 Sekunden zwischen den nachgeschalteten und vorgeschalteten Geräten auf dem gleichen Fehlerstromniveau (je nach Leistungsschaltergeschwindigkeit und Relaistyp anpassen).

Eine schnelle Überprüfung der Zonengrenzen

Bevor Sie die Einstellungen abschließen, überprüfen Sie, ob jede Zonengrenze physikalisch sinnvoll ist: Stromwandlerpositionen, Leistungsschalterpositionen und Trennschalter müssen übereinstimmen. Viele Fehlbedienungen treten auf, wenn Zeichnungen eine Grenze zeigen, die CT-Verkabelung oder die Leistungsschalteranordnung jedoch eine andere implementiert.

Instrumententransformatoren und Verkabelung: Die versteckte Fehlerstelle

Die Schutz- und Relaisleistung wird durch die Messkette eingeschränkt. Wenn das Relais den Fehler nie richtig „erkennt“, können Sie auch durch noch so viel Feingefühl bei den Einstellungen nicht gerettet werden.

Stromwandler (CTs): Genauigkeit vs. Sättigung

Die CT-Sättigung kann den Strom bei hohen Fehlern verzögern oder verzerren, insbesondere bei Differential- und Hochgeschwindigkeitselementen. Zu den praktischen Abhilfemaßnahmen gehören:

• Verwenden Sie CT-Klassen, die für den Schutzbetrieb und den erwarteten Fehlerstrom (einschließlich DC-Offset) geeignet sind.
• Halten Sie die Sekundärbelastung gering: kurze Leitungen, richtige Leitergröße, solide Anschlüsse.
• Überprüfen Sie die Polarität und das Verhältnis an jedem Stromwandler. Ein einzelner umgekehrter Stromwandler kann den Differentialschutz außer Kraft setzen.

Spannungswandler (VTs/PTs): Absicherung und Potentialverlustlogik

Ein Ausfall der Spannungswandlersicherung kann Unterspannungs- oder Distanzfehler vortäuschen. Nutzen Sie, sofern verfügbar, eine Überwachung des Potenzialverlusts und stellen Sie sicher, dass die sekundären VT-Sicherungspraktiken den Erwartungen Ihres Systems entsprechen. Wenn Ihr Relais Spannungspolarisierung verwendet, überprüfen Sie, wie es sich bei Spannungsspannungsverlust verhält, damit kein toter Winkel oder störende Auslösebedingungen entstehen.

Eine praktische Regel: Wenn Sie unerklärliche Vorgänge feststellen, überprüfen Sie die CT/VT-Verkabelung, die Bürde, die Polarität und die Erdung, bevor Sie die Einstellungen ändern. In vielen Untersuchungen ist die Grundursache Verkabelung oder Verhalten des Messwandlers , nicht das Schutzelement selbst.

Ein praktischer Arbeitsablauf für Relaiseinstellungen mit einem ausgearbeiteten Beispiel

Nachfolgend finden Sie einen praktischen Arbeitsablauf, den Sie für den Überstromschutz Ihrer Abzweige anwenden können. Es ist kein Ersatz für eine umfassende Koordinationsstudie, verhindert jedoch die häufigsten Fehler.

Schritt-für-Schritt-Workflow

1. Erfassen Sie Systemdaten: Einleitung, Transformatorimpedanz, Leitergrößen, Leistungsschaltertypen, Stromwandlerverhältnisse und Erdungsmethode.
2. Berechnen Sie die Last- und Einschaltstromerwartungen: Maximalbedarf, Motorstarts, Transformatoreinspeisung.
3. Berechnen Sie Fehlerniveaus an wichtigen Bussen (Minimum und Maximum): Berücksichtigen Sie ggf. Quellenschwankungen und Motorbeiträge.
4. Wählen Sie die Schutzelemente aus: Phase OC, Erdschluss, unverzögert, gerichtet, falls erforderlich.
5. Koordinieren Sie die Zeitkurven von flussabwärts nach flussaufwärts mit einem bewussten Spielraum (sehen Sie sich keine engen Kreuzungen an).
6. Validierung anhand der Schutzziele: keine Auslösung bei normaler Last, Auslösung bei Fehlern innerhalb der erforderlichen Zeit, korrekter Backup-Betrieb.
7. Dokumentieren Sie alle Annahmen und Begründungen, damit zukünftige Änderungen kohärent bleiben.

Ausgearbeitetes Beispiel (typische Zahlen)

Betrachten Sie einen 480-V-Einspeiser mit einem Volllaststrom von 300 A und einem Stromwandlerverhältnis von 600:5. Ein gängiger Startansatz ist:

• Phase-Zeit-Überstromanregung nahe 1,25× Erwartete maximale Last (um störende Auslösungen zu vermeiden) und dann Motorstarts und Diversität anpassen.
• Das Momentanelement wird oberhalb des maximalen stromabwärtigen Durchgangsfehlers eingestellt (um die Selektivität aufrechtzuerhalten) oder deaktiviert, wenn die Selektivität kritisch ist.
• Erdschlusserfassung zur Erkennung von Erdschlüssen auf niedrigem Niveau unter Berücksichtigung des Erdungssystems; Bei widerstandsgeerdeten Systemen kann dieser deutlich niedriger sein als bei Phasenaufnehmern.

In vielen Einrichtungen beruht die Verbesserung der Lichtbogenleistung weniger auf der Reduzierung der Impulsaufnehmer als vielmehr auf der Verwendung einer schnelleren Logik während der Wartung (z. B. einem Wartungsmodus-Eingang), während die normale Koordination erhalten bleibt. Das vertretbare Ergebnis ist: schnell, wenn Menschen exponiert sind, selektiv, wenn die Anlage läuft .

Moderne Schutzrelais: Logik, Kommunikation und IEC 61850

Schutz- und Relaissysteme nutzen zunehmend kommunikationsgestützte Verfahren, um Geschwindigkeit und Selektivität zu verbessern. Zu den gängigen Mustern gehören freizügiges Auslösen, Blockierungsschemata und Transferauslösungen. IEC 61850 ermöglicht standardisierte Datenmodelle und Hochgeschwindigkeitsnachrichten (z. B. GOOSE), die in vielen Designs festverdrahtete Verriegelungen ersetzen können.

Wo Kommunikation am meisten hilft

• Leitungsschutz: schnellere Räumung mit permissiven Schemata im Vergleich zur reinen Zeitstaffelung.
• Koordinierung von Bus- und Leistungsschalterausfällen: deterministische Logik und verbesserte Ereignisberichterstattung.
• Betriebstransparenz: Oszillographie und Ereignisprotokolle verkürzen die Fehlerbehebungszeit nach Fahrten.

Cyber- und Konfigurationskontrolle (nicht optional)

Da es sich bei modernen Relais um programmierbare Endpunkte handelt, ist die Konfigurationskontrolle Teil der Zuverlässigkeit. Behandeln Sie Einstellungsdateien und Kommunikationszuordnungen als kontrollierte Artefakte: Behalten Sie den Versionsverlauf bei, beschränken Sie den Zugriff und validieren Sie Änderungen durch einen Testprozess. Eine bewährte betriebliche Praxis besteht darin, für jede Änderung, die die Auslöselogik verändern könnte, eine Peer-Review zu verlangen.

Prüfung und Inbetriebnahme: Wie „gut“ im Feld aussieht

Ein Schutz- und Relaissystem ist nur so gut wie seine Inbetriebnahme. Numerische Relais bieten umfassende Diagnosefunktionen, Sie müssen jedoch immer noch den vollständigen Auslösepfad nachweisen: Erfassung → Logik → Ausgangskontakte → Auslösespule des Leistungsschalters → Ausschalten des Leistungsschalters.

Inbetriebnahme-Checkliste (praktisch)

• Überprüfung der Polarität, des Verhältnisses und der Phasenlage des Stromwandlers; Sekundärerdung überprüft und dokumentiert.
• VT-Polarität und korrekte Zuordnung von Phase zu Phase / Phase zu Neutralleiter; Potenzialverlustlogik verifiziert.
• Überprüfung des Auslösekreises: Durchgang der Auslösespule, Gleichstromversorgung, Überwachungsalarme und korrekte Zuordnung der Ausgangskontakte.
• Sekundäreinspritztests: Tonabnehmer, Zeitkurven und Richtungsverhalten anhand der Einstellungen validiert.
• End-to-End-Tests für kommunikationsgestützte Fahrten, sofern verwendet (einschließlich ausfallsicherem Verhalten bei Kommunikationsverlust).
• Erfassung von Ereignisaufzeichnungen überprüft: Störungsaufzeichnungen, Zeitsynchronisierung und korrekte Stationsbenennung.

Ein praktisches Akzeptanzkriterium besteht darin, dass die gemessene Auslösezeit (Ausschalten des Relaisausgangsschalters) mit den Entwurfsannahmen übereinstimmt. Bei vielen Anwendungen wird ein „sofortiger“ Schutzvorgang in der Größenordnung von erwartet einige Netzfrequenzzyklen für Staffelentscheidung plus Brecherfreigabe, aber das genaue Ziel muss mit dem Brecher- und Koordinationsplan übereinstimmen.

Fehlerbehebung bei Fehlbedienungen: Schnelle Ursachenisolierung

Wenn ein Relais unerwartet auslöst, lässt sich die Grundursache am schnellsten isolieren, indem eine disziplinierte Reihenfolge verwendet wird, die „was das Relais gemessen hat“ und „was das System erlebt hat“ trennt. Verwenden Sie zunächst Relaisereignisberichte und Oszillographie. Sie sind oft zuverlässiger als im Nachhinein getroffene Annahmen.

Hilfreiche Fragen, die es zu beantworten gilt

• Welches Element wird geltend gemacht (z. B. Zeit OC, Momentan, Differential, Unterspannung)?
• Zeigen die Wellenformen eine echte Fehlersignatur (Stromstärke, Phasenverschiebung, Gegensystem, Fehlerstrom)?
• War das Relais zum Zeitpunkt des Betriebs richtig polarisiert (Spannungswandler vorhanden, korrekte Phasenzuordnung)?
• Könnte die CT-Sättigung oder ein Verkabelungsfehler die Messungen erklären (flacher Strom, nicht übereinstimmende Phasenströme)?
• Hat sich der Schutzschalter tatsächlich geöffnet oder ist es zu einem Ausfall des Schutzschalters gekommen?

Ein häufiges Beispiel: Differentialauslösungen bei der Einspeisung des Transformators, wenn die Einschaltstrombegrenzung deaktiviert oder falsch konfiguriert ist. Ein weiteres häufiges Problem ist ein Erdschluss-„Pickup-Rattern“, das durch eine falsche Restverdrahtung oder einen losen Stromwandler-Sekundäranschluss verursacht wird. In beiden Fällen sind allein schon Einstellungsänderungen riskant, es sei denn, Sie bestätigen, dass die Messkette korrekt ist.

Auswahl des richtigen Relais für den Job

Bei der Auswahl eines Schutzrelais sollten Fehlertypen, Kritikalität und Wartbarkeit im Vordergrund stehen – und nicht nur die Anzahl der Funktionen. Verwenden Sie die folgenden Kriterien, um einen Überkauf oder, schlimmer noch, einen Unterschutz zu vermeiden.

Auswahlkriterien, die in der Praxis von Bedeutung sind

• Erforderliche Schutzfunktionen: Zukünftige Erweiterungen einschließen (zusätzliche Abzweige, DG, Kuppelschalter).
• Ein-/Ausgänge: Auslösespulen, Leistungsschalterstatus, Verriegelungen, Wartungsmodus, Alarme.
• Kommunikation: SCADA-Protokollunterstützung, IEC 61850-Anforderungen, Zeitsynchronisierungsmethode.
• Ereignisaufzeichnungen: Tiefe der Wellenformerfassung, Auslöser und einfacher Abruf.
• Betriebliche Wartbarkeit: Festlegen der Softwareverfügbarkeit, Vorlagenunterstützung und Schulungsbedarf.

Eine praktische Ergebniserklärung für die meisten Projekte lautet: Standardisieren Sie Relaisfamilien und Einstellungsvorlagen, wo immer dies möglich ist . Durch die Standardisierung wird die Entwicklungszeit verkürzt, Ersatzteile vereinfacht und die Reaktion auf Vorfälle verbessert, da Techniker Muster in Ereignisberichten und Logik erkennen.