Pangangalang sa mga Overhead Lines – Mga Sayop ug Mga Device sa Pangangalang
Common Faults in Overhead Lines
Ang pinakakaraniwang mga sanhi ng mga kaputukan sa overhead lines kinabibilangan:
Related Article: Power Transformer Protection & Faults
Overhead Lines Protection Devices
Ang time-graded overcurrent protection ay hindi epektibo para sa high - voltage (HV) overhead transmission lines. Ito ay dahil sa presensya ng maraming interconected sources of fault currents, na maaaring ma-restrict ng fault current limiters. Ang pangunahing mga requirement para sa mga proteksyon scheme sa HV overhead transmission lines ay sumusunod:
Upang tugunan ang mga requirement na ito, ang mga sumusunod na proteksyon devices ang karaniwang ginagamit sa HV overhead lines:
Ang differential protection ay karaniwang ginagamit sa maikling overhead lines, habang ang distance protection ay mas angkop para sa mahabang overhead lines. Ang classification ng overhead lines bilang maikli o mahaba ay batay sa comparison ng inductance, resistance, at capacitance ng linya. Isang linya ay itinuturing na maikli kung ang resistance at capacitance nito ay negligible kumpara sa inductance nito. Ang assessment na ito ay madalas na ginagawa gamit ang π - diagram ng overhead line.
Maraming factors ang nakakaapekto sa impedance ng linya, ang physical response nito sa short - circuit conditions, at ang line charging current. Kabilang dito ang voltage level, ang physical construction ng transmission line, ang type at laki ng mga conductors, at ang spacing sa pagitan ng mga conductor. Bukod dito, ang bilang ng mga line terminals ay nakakaapekto sa flow ng load at fault currents, na kailangang i-account ng proteksyon system. Ang parallel lines din ay nakakaapekto sa relaying, dahil ang mutual coupling ay maaaring makaapekto sa ground current na sinukat ng mga protective relays. Ang presence ng tapped transformers o reactive compensation devices, tulad ng series capacitor banks o shunt reactors, ay pati na rin nakakaapekto sa selection ng proteksyon system at ang settings ng mga proteksyon devices. Bilang resulta, ang detalyadong pag-aaral ng overhead line ay kinakailangan upang matukoy ang pinakamalamang na proteksyon relays. Sa pangkalahatan, isang linya na may haba ng hanggang 80 - 100 km maaaring ituring na maikli, bagaman ito ay maaaring magbago depende sa voltage level at network characteristics.
Humigit-kumulang 90% ng mga kaputukan sa overhead line ay transient sa nature. Ang mga kaputukan ay maaaring icategory bilang sumusunod:
Para sa mga kaputukan na ito, maaaring kinakailangan ang single - pole - trip, na nagpapahintulot sa linya na mabawi agad ang serbisyo pagkatapos ng mga circuit breakers trip. Bilang resulta, ang single - pole - trip at auto - reclose schemes ay karaniwang ginagamit sa mga circuit breakers na may kaugnayan sa overhead transmission lines (karaniwang may voltage ng 220 kV o mas mataas). Kapag ang mga circuit breakers ay nag-interrupt sa fault current, ang flashover arc ay nalilipol, at ang ionized air ay napapawalang-bisa. Ang auto - reclosing ay karaniwang matagumpay pagkatapos ng delay ng ilang cycles. Gayunpaman, kapag ang energized work ay isinasagawa, ang automatic reclosing devices sa mga linya na under work ay dapat itakda sa non - reclosing mode. Ang mga circuit breakers na ginagamit sa mga application na ito ay kailangang espesyal na disenyo upang makapag-handle ng mga operasyon na ito at immune sa pole inconstancy hanggang sa definitive trip order ay ibinibigay.
Differential and Phase Comparison Protection
Ang differential protection ay batay sa Kirchhoff's current law. Sa konteksto ng transmission line, ito ay gumagana sa pamamagitan ng pag-compare ng current na pumapasok sa linya sa isang terminal at ang current na lumalabas sa linya sa ibang terminal. Line differential relays sa bawat dulo ng transmission line ay nag-e-exchange ng data tungkol sa line current sa pamamagitan ng fiber-optic communications link. Ang link na ito ay madalas na itinatag gamit ang Optical Power Ground Wire (OPGW) cable, na ginagamit din para sa lightning protection design ng overhead line at naglalaman ng fiber-optic cables sa loob ng strukturang ito. Figure 1 ay nagpapakita ng diagram ng differential protection system.
Figure 1 – Overhead Line Differential Protection Diagram
Isang iba pang protective relaying system para sa high - voltage (HV) transmission lines, na batay sa principle ng differential protection at ngayon ay ginagamit pa rin para sa long - distance lines, ay ang phase comparison protection.
Ang sistema na ito ay gumagana sa pamamagitan ng pag-compare ng phase angle sa pagitan ng mga current sa dalawang dulo ng protected line. Sa pagkakaroon ng external faults, ang current na pumapasok sa linya ay may parehong relative phase angle bilang ang current na lumalabas sa linya. Bilang resulta, ang phase comparison relays sa bawat terminal ay nagrerehistro ng kaunti o walang phase angle difference. Dahil dito, ang proteksyon system ay nananatiling stable, at walang tripping na nangyayari. Sa kabilang banda, sa panahon ng internal fault, ang current ay pumapasok sa linya mula sa parehong dulo, na nagiging sanhi ng phase angle disparity na maaaring matukoy ng phase comparison relays. Kapag natukoy ang pagkakaiba, ang mga relays ay aktibo upang i-isolate at i-clear ang fault.
Sa phase comparison schemes, ang starting relays ay may mahalagang papel. Ang mga relays na ito ay nagsisimula ng phase comparison process kaagad na natukoy ang fault condition. Ang disenyo nito ay nagpapahintulot ng operasyon para sa parehong internal at external faults, nagbibigay ng comprehensive monitoring.
Para sa epektibong paggana ng phase comparison protection, ang isang reliable communication channel ay mahalaga. Sa modern applications, ang fiber optic cables na integrated sa Optical Ground Wire (OPGW) cables ay naging preferred choice para itatag ang communication link na ito.
Figure 2 ay nagpapakita ng single-line diagram ng Merz Price voltage balance system, na ginagamit para sa proteksyon ng three-phase lines.
Phase Comparison Protection and Distance Protection
Phase Comparison Protection
Figure 2 – Phase Comparison Protection Diagram
Sa phase comparison protection, ang identical current transformers (CTs) ay strategic na naka-position sa bawat phase sa parehong dulo ng transmission line. Ang bawat pair ng CTs, isa sa bawat dulo ng linya, ay konektado sa serye sa isang relay. Sa normal, non-fault conditions, ang secondary voltages na ginawa ng mga CTs ay equal sa magnitude pero opposite sa direction, effectively balancing each other out.
Sa panahon ng healthy system operation, ang current na pumapasok sa linya sa isang dulo ay eksaktong tumutugon sa current na lumalabas nito sa ibang dulo. Bilang resulta, ang equal at opposing voltages ay induced sa secondaries ng CTs sa dalawang line terminals. Ang voltage balance na ito ay nagpapahintulot na walang current na lumalabas sa mga relays, maintaining the stability of the protection system.
Gayunpaman, kapag ang isang fault ay nangyari sa isang punto tulad ng F sa linya, tulad ng ipinapakita sa Figure 2, ang current distribution ay nabigo. Partikular, ang significantly larger current ay pumapasok sa CT1 kumpara sa CT2. Ang disparity sa current na ito ay nagiging sanhi ng secondary voltages ng CTs na naging unequal. Bilang resulta, ang circulating current ay nabuo, pumapatakbo sa pilot wires at sa mga relays. Sa tugon sa current flow na ito, ang circuit breakers sa parehong dulo ng linya ay triggered upang buksan, agad na isolating the faulty line from the rest of the power system.
Also read: Primary and Secondary or Backup protection in a Power System
Distance Protection
Ang distance protection ay umaasa sa distance relays, na measure ang impedance ng transmission line sa pamamagitan ng pag-analyze ng voltage at current signals na inapply sa kanila. Kapag ang isang fault ay nangyari sa linya, dalawang significant changes ang nangyayari: ang current ay tumaas sa mas mataas na antas, at ang voltage ay bumaba precipitously.
Dahil ang impedance ng transmission line ay directly proportional sa haba nito, ang distance relays ay disenyo upang measure ang impedance hanggang sa pre-determined point na tinatawag na "reach point." Ang mga relays na ito, na kadalasang tinatawag na impedance relays, ay calculate ang impedance gamit ang Ohm's law, na inexpress sa formula Z = U/I, kung saan ang Z ay represents impedance, U ay voltage, at I ay current.
Ang distance relays ay inengineer upang gumana exclusively para sa mga faults na nangyayari sa pagitan ng location ng relay at ang selected reach point. Ang design feature na ito ay nagpapahintulot sa kanila na effectively distinguish between faults sa iba't ibang line sections. Ang apparent impedance na in-calculate ng relay ay pagkatapos ay compared sa pre-set reach point impedance. Kung ang measured impedance ay mas mababa kaysa sa reach point impedance, ito ay inferred na may fault na umiiral sa linya sa pagitan ng relay at ang reach point. Kapag ang calculated impedance ay nasa loob ng reach setting ng relay, ang relay ay activate, initiating the protective action.
Upang tiyakin ang comprehensive protection, ang distance protection systems ay installed sa parehong dulo ng transmission line, at isang communication link ay established sa pagitan ng mga endpoint na ito, tulad ng ipinapakita sa Figure 3. Ang communication na ito ay nag-enable ng coordinated operation ng mga relays sa bawat dulo, enhancing the overall effectiveness ng protection scheme.
Distance Relay Performance and Characteristics
Figure 3 – Overhead Line Distance Protection Diagram
Ang performance ng distance relays ay primarily evaluated based sa dalawang key parameters: reach accuracy at operating time.
Reach Accuracy
Ang reach accuracy ay involve ang pag-compare ng actual ohmic reach ng distance relay sa real-world, practical conditions sa pre-set ohmic value. Ang metric na ito ay significantly influenced sa voltage level na inapply sa relay sa panahon ng fault conditions. Ang mas mababang o distorted voltage ay maaaring mag-lead sa inaccuracies sa measured impedance, affecting the relay's ability to correctly identify the location of a fault within its designated reach. Bukod dito, ang impedance-measuring techniques na ginagamit sa specific relay designs ay play a crucial role. Ang iba't ibang algorithms at hardware configurations ay maaaring magbigay ng varying levels ng precision, thereby impacting the overall reach accuracy ng relay.
Operating Time
Ang operating time ng distance relay ay isang variable quantity na dependent sa multiple factors. Ang fault current magnitude ay may direct effect; ang mas mataas na fault currents ay maaaring mag-cause ng mas mabilis na operasyon, habang ang mas mababang currents ay maaaring mag-resulta ng mas mahabang response times. Ang position ng fault relative sa setting ng relay ay importante din. Ang mga fault na mas malapit sa source o sa certain proximity sa relay ay maaaring trigger a quicker response kumpara sa mga fault na mas malayo. Bukod dito, ang point sa voltage wave kung saan ang fault ay nangyari ay maaaring mag-cause ng variability sa operating time.
Ang ilang measuring signal transient errors, na associated sa specific measuring techniques na ginagamit sa design ng relay, ay maaaring mag-complicate pa ng mga bagay. Halimbawa, ang mga error na gawa ng Capacitor Voltage Transformers (CVT) o saturating Current Transformers (CT) ay maaaring significantly delay ang operasyon ng relay, lalo na para sa mga fault na nangyayari malapit sa reach point. Ang mga transient errors na ito ay maaaring distort ang voltage at current signals, leading to misinterpretation ng impedance at subsequent delay sa activation ng relay.
Characteristics of Distance Relays
Ang characteristics ng distance relays, na kadalasang tinatawag na protection shape, ay graphically represented bilang isang function ng line's resistance (R) at impedance (X) sa isang R/X o admittance diagram. Ang dalawang most typical shapes ay circular (mho characteristic) at quadrilateral. Ang mga characteristic shapes na ito ay ipinapakita sa Figures 10 at 11, respectively. Ang bawat shape ay may sarili nitong mga advantages at designed upang optimize ang performance ng relay sa iba't ibang electrical system conditions, providing a reliable means of distinguishing between normal operating conditions at actual faults within the protected line section.
Figure 4 – Mho characteristic
Distance Relay Characteristics, Reach Settings, and Reclosing
Figure 5 – Quadrilateral Characteristic
Ang mho impedance element ay nakakamit ang pangalan nito mula sa kanyang characteristic appearance sa isang admittance diagram, kung saan ito manifest as a straight line. Gayunpaman, ang polygonal impedance characteristics, tulad ng quadrilateral shape, ay nakuha ng significant popularity. Ang mga characteristics na ito ay nagbibigay ng remarkable flexibility sa covering ng fault impedances para sa both phase at earth faults. Ang adaptability na ito ay nagbigay-daan upang sila ay naging preferred choice para sa most modern distance relays.
Ang distance relays ay maaaring configured sa hanggang sa limang distinct zones, ang ilan ay set up para measure ang impedance sa reverse direction. Ang mga reverse-measuring zones na ito ay serve as backup protection para sa bus bars. Ang bawat zone ay associated sa specific actuation time para sa relay, allowing for a nuanced at coordinated response sa mga faults na nangyayari sa iba't ibang locations sa loob ng protected electrical network.
Kapag ang distance relays ay installed sa parehong dulo ng transmission line, ang kanilang response times sa isang fault ay vary depende sa distance ng fault point (F) mula sa bawat dulo ng linya. Halimbawa, isang overhead line na nag-connect sa Substations A at B. Ang distance relay na nasa substation na pinakamalapit sa fault point F ay unang tutukoy ng fault, at ang corresponding circuit breaker ay trip bago ang isa sa ibang substation.
Upang i-prevent ang short-circuit fault mula patuloy na matanggap ng power mula sa kabilang dulo ng linya hanggang ang relevant distance protection ay activate, ang isang communication link sa pagitan ng mga protection relays ay essential. Karaniwan, ang communication na ito ay established via optical fiber cables na integrated sa Optical Ground Wire (OPGW) cables. Ang setup na ito ay nag-enable ng simultaneous tripping ng parehong circuit breakers, ensuring rapid at effective isolation ng faulty section.
Hindi praktikal na programin ang isang impedance relay upang precisely measure ang impedance ng linya hanggang sa breaker sa remote end. Ito ay dahil sa inherent errors at inaccuracies sa components tulad ng current transformers (CTs), voltage transformers (VTs), ang mga relays mismo, at sa calculations ng line impedance. Upang accountin ang mga uncertainties, ang reach ng relay ay set up para measure an impedance value na mas mababa kaysa sa total impedance na kumakatawan sa full length ng linya. Halimbawa, ang pag-set ng Zone 1 upang cover up to 85% ng line's impedance ay isang common at safe practice. Ang remaining 15-20% ay serves as a safety margin, effectively preventing Zone 1 protection mula over-reaching the protected line dahil sa measurement errors at inaccuracies. Without this margin, there would be a risk of losing the ability to discriminate between faults on adjacent line sections, particularly when dealing with fast-acting protection schemes.
Careful calibration ng reach settings at tripping times para sa bawat measurement zone ay crucial para sa achieving proper coordination among distance relays across the power system. Ang meticulous adjustment na ito ensures na ang mga faults ay cleared sa tamang sequence, minimizing disruptions at maintaining the stability ng electrical grid.
Related Read: Introduction to Harmonics – Effect of Harmonics on Power System
Reclosing
Tulad ng napagusapan sa Section 4.2, ang majority ng faults sa overhead lines ay asymmetric at transient sa nature. Ang auto-reclosing, isang critical functionality sa power systems, ay in-execute ng isang auto-recloser relay. Ang relay na ito ay triggered ng mga protection devices ng overhead line, tulad ng ipinapakita sa Figure 6.
Auto-Reclosing in Power Systems
Figure 6 – Auto-Recloser Relay
Ang desisyon na reclose ang isang electrical line ay influenced ng maraming factors. Ang input at guidance mula sa planning at operational teams ay essential para sa pagtukoy ng pinakasuitable na reclosing practices na tailored sa specific requirements ng utility company at rehiyon nito. Key considerations para sa transmission-level reclosing include:
Major Considerations
Key Parameters of Auto-Reclose Schemes
Ang most critical parameters ng isang auto-reclose scheme ay:
