Übertragungsleitungen-Schutz – Störungen und Schutzeinrichtungen
Häufige Störungen in Freileitungen
Die häufigsten Ursachen für Störungen in Freileitungen sind:
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Schutzvorrichtungen für Freileitungen
Zeitgesteuertes Überstromschutz ist für Hochspannungs-(HS) Freileitungen nicht effektiv. Dies liegt an der Anwesenheit mehrerer miteinander verbundener Fehlerstromquellen, die durch Fehlerstrombegrenzer eingeschränkt sein können. Die wesentlichen Anforderungen an Schutzkonzepte für HS-Freileitungen lauten wie folgt:
Um diesen Anforderungen gerecht zu werden, werden folgende Schutzvorrichtungen in HS-Freileitungen häufig verwendet:
Differenzschutz wird normalerweise für kurze Freileitungen angewendet, während Entfernungsschutz für lange Freileitungen geeigneter ist. Die Einteilung von Freileitungen in kurz oder lang basiert auf einem Vergleich der Induktivität, Widerstand und Kapazität der Leitung. Eine Leitung gilt als kurz, wenn ihr Widerstand und ihre Kapazität im Vergleich zu ihrer Induktivität vernachlässigbar sind. Diese Bewertung erfolgt oft mit dem π-Diagramm der Freileitung.
Viele Faktoren beeinflussen den Widerstand der Leitung, ihre physikalische Reaktion auf Kurzschlussbedingungen und den Ladestrom der Leitung. Dazu gehören die Spannungsebene, die physische Bauweise der Übertragungsleitung, der Typ und die Größe der Leiter sowie der Abstand zwischen den Leitern. Darüber hinaus beeinflusst die Anzahl der Leitungsenden den Fluss von Last- und Fehlstromen, die das Schutzsystem berücksichtigen muss. Parallelleitungen beeinflussen ebenfalls die Relaying, da gegenseitige Kopplung den Erdschlussstrom beeinflussen kann, der von Schutzrelais gemessen wird. Die Anwesenheit von angezapften Transformator oder reaktiven Kompensationseinrichtungen, wie Serienkondensatorenbänken oder Schuntreaktoren, beeinflusst weiterhin die Auswahl des Schutzsystems und die Einstellungen der Schutzvorrichtungen. Daher ist eine detaillierte Untersuchung der Freileitung erforderlich, um die am besten geeigneten Schutzrelais zu bestimmen. Im Allgemeinen kann eine Leitung mit einer Länge von bis zu 80-100 km als kurz betrachtet werden, obwohl dies je nach Spannungsebene und Netzwerkcharakteristika variieren kann.
Etwa 90 % der Störungen in Freileitungen sind transitorischer Natur. Störungen können wie folgt kategorisiert werden:
Für solche Störungen kann ein Einpol-Ausfall erforderlich sein, der es ermöglicht, die Leitung sofort wieder in Betrieb zu nehmen, nachdem die Schaltgeräte ausgetriggert haben. Folglich werden Einpol-Ausfall- und Automatische-Wiederanschluss-Schemata in Schaltgeräten, die mit Freileitungen verbunden sind (normalerweise mit einer Spannung von 220 kV oder höher), häufig verwendet. Wenn die Schaltgeräte den Fehlerstrom unterbrechen, wird der Übersprungsbogen gelöscht und die ionisierte Luft dissipiert. Der automatische Wiederanschluss ist in der Regel erfolgreich, nachdem nur wenige Zyklen vergangen sind. Allerdings müssen die automatischen Wiederanschlussgeräte auf den Linien, an denen Arbeiten durchgeführt werden, in den Modus ohne Wiederanschluss eingestellt werden. Schaltgeräte, die in diesen Anwendungen verwendet werden, müssen speziell entwickelt sein, um diese Operationen zu bewältigen und unempfindlich gegenüber Polunbeständigkeit zu sein, bis ein definitiver Ausfallbefehl erteilt wird.
Differenz- und Phasenvergleichsschutz
Der Differenzschutz basiert auf dem Kirchhoffschen Stromgesetz. Im Kontext einer Übertragungsleitung arbeitet er, indem er den in die Leitung an einem Ende eintretenden Strom mit dem aus der Leitung am anderen Ende austretenden Strom vergleicht. Differenzrelais an beiden Enden der Übertragungsleitung tauschen Daten zum Leitungstrom über einen Glasfaserkommunikationslink aus. Dieser Link wird oft mit dem Optical Power Ground Wire (OPGW)-Kabel hergestellt, das auch für den Blitzschutz der Freileitung und die Aufnahme von Glasfaserkabeln in seiner Struktur verwendet wird. Abbildung 1 zeigt das Diagramm des Differenzschutzsystems.
Abbildung 1 – Differenzschutzdiagramm für Freileitungen
Ein weiteres Schutzrelaisystem für Hochspannungs-(HS) Übertragungsleitungen, das auf dem Prinzip des Differenzschutzes basiert und nun sogar für Langstreckenleitungen eingesetzt wird, ist der Phasenvergleichsschutz.
Dieses System arbeitet, indem es den Phasenwinkel zwischen den Strömen an den beiden Enden der geschützten Leitung vergleicht. Bei externen Fehlern hat der in die Leitung eintretende Strom den gleichen relativen Phasenwinkel wie der aus der Leitung austretende Strom. Daher registrieren die Phasenvergleichsrelais an jedem Terminal wenig bis keinen Phasenwinkeldifferenz. Folglich bleibt das Schutzsystem stabil und kein Ausfall tritt ein. Im Gegensatz dazu fließt bei internen Fehlern Strom von beiden Enden in die Leitung, was zu einer Phasenwinkeldisparität führt, die die Phasenvergleichsrelais erkennen können. Sobald diese Differenz erkannt wird, aktivieren die Relais, um den Fehler zu isolieren und zu beseitigen.
Bei Phasenvergleichsschemata spielen Startrelais eine entscheidende Rolle. Diese Relais initiieren den Phasenvergleichsprozess, sobald eine Fehlerbedingung erkannt wird. Ihre Konstruktion stellt sicher, dass sie sowohl bei internen als auch externen Fehlern arbeiten, um eine umfassende Überwachung zu gewährleisten.
Für die effektive Funktion des Phasenvergleichsschutzes ist ein zuverlässiger Kommunikationskanal unerlässlich. In modernen Anwendungen sind Glasfaserkabel, die in Optical Ground Wire (OPGW)-Kabeln integriert sind, zur Herstellung dieses Kommunikationslinks die bevorzugte Wahl.
Abbildung 2 zeigt das Einliniendiagramm des Merz-Price-Spannungsausgleichssystems, das für den Schutz von Dreiphasenleitungen verwendet wird.
Phasenvergleichsschutz und Entfernungsschutz
Phasenvergleichsschutz
Abbildung 2 – Phasenvergleichsschutzdiagramm
Im Phasenvergleichsschutz sind identische Stromwandler (CTs) strategisch in jeder Phase an beiden Enden der Übertragungsleitung positioniert. Jedes CT-Paar, eines an jedem Ende der Leitung, ist in Serie mit einem Relais verbunden. Unter normalen, fehlerfreien Bedingungen sind die von diesen CTs erzeugten Sekundärspannungen in der Größe gleich, aber entgegengesetzt gerichtet, sodass sie sich gegenseitig ausgleichen.
Während des gesunden Systembetriebs stimmt der in die Leitung an einem Ende eintretende Strom genau mit dem aus der Leitung am anderen Ende austretenden Strom überein. Dadurch werden gleich große, aber entgegengesetzt gerichtete Spannungen in den Sekundären der CTs an den beiden Leitungsenden induziert. Dieser Spannungsausgleich sorgt dafür, dass kein Strom durch die Relais fließt und das Schutzsystem stabil bleibt.
Wenn jedoch an einem Punkt wie F auf der Leitung, wie in Abbildung 2 dargestellt, ein Fehler auftritt, wird die Stromverteilung gestört. Insbesondere fließt ein deutlich größerer Strom durch CT1 im Vergleich zu CT2. Diese Ungleichheit des Stroms führt dazu, dass die Sekundärspannungen der CTs ungleich werden. Folglich wird ein Umlaufstrom etabliert, der durch die Pilotdrähte und die Relais fließt. Als Reaktion darauf werden die Schaltgeräte an beiden Enden der Leitung ausgelöst, um die fehlerhafte Leitung schnell vom Rest des Stromsystems zu isolieren.
Weiterlesen: Primär- und Sekundär- oder Reserveschutz in einem Stromsystem
Entfernungsschutz
Der Entfernungsschutz basiert auf Entfernungsschutzrelais, die den Widerstand einer Übertragungsleitung messen, indem sie die auf sie angewandten Spannungs- und Stromsignale analysieren. Wenn auf einer Leitung ein Fehler auftritt, treten zwei bedeutende Veränderungen auf: der Strom steigt stark an, und die Spannung fällt abrupt.
Da der Widerstand einer Übertragungsleitung direkt proportional zu ihrer Länge ist, sind Entfernungsschutzrelais so konzipiert, dass sie den Widerstand bis zu einem vorgegebenen Punkt, dem "Erreichbarkeitspunkt", messen. Diese Relais, oft als Widerstandsrelais bezeichnet, berechnen den Widerstand mithilfe des Ohmschen Gesetzes, ausgedrückt durch die Formel Z = U/I, wobei Z den Widerstand, U die Spannung und I den Strom darstellt.
Entfernungsschutzrelais sind so ausgelegt, dass sie ausschließlich für Fehler arbeiten, die zwischen dem Standort des Relais und dem ausgewählten Erreichbarkeitspunkt auftreten. Diese Designmerkmale ermöglichen es ihnen, effektiv zwischen Fehlern in verschiedenen Leitungsabschnitten zu unterscheiden. Der vom Relais berechnete scheinbare Widerstand wird dann mit dem voreingestellten Erreichbarkeitspunktwiderstand verglichen. Wenn der gemessene Widerstand geringer als der Erreichbarkeitspunktwiderstand ist, wird angenommen, dass ein Fehler auf der Leitung zwischen dem Relais und dem Erreichbarkeitspunkt vorhanden ist. Wenn der berechnete Widerstand innerhalb der Erreichbarkeitseinstellung des Relais fällt, aktiviert sich das Relais und initiiert die Schutzmaßnahme.
Um umfassenden Schutz zu gewährleisten, werden Entfernungsschutzsysteme an beiden Enden der Übertragungsleitung installiert, und ein Kommunikationslink wird zwischen diesen Endpunkten hergestellt, wie in Abbildung 3 dargestellt. Diese Kommunikation ermöglicht eine koordinierte Arbeit der Relais an jedem Ende, was die Gesamteffektivität des Schutzkonzepts erhöht.
Leistung und Eigenschaften von Entfernungsschutzrelais
Abbildung 3 – Entfernungsschutzdiagramm für Freileitungen
Die Leistung von Entfernungsschutzrelais wird hauptsächlich anhand zweier Schlüsselparameter bewertet: Erreichbarkeitsgenauigkeit und Arbeitszeit.
Erreichbarkeitsgenauigkeit
Die Erreichbarkeitsgenauigkeit beinhaltet den Vergleich des tatsächlichen ohmschen Erreichbarkeitsbereichs eines Entfernungsschutzrelais unter realen, praktischen Bedingungen mit seinem voreingestellten ohmschen Wert. Dieser Parameter wird erheblich von der auf das Relais während des Fehlerzustands angewandten Spannung beeinflusst. Eine niedrigere oder verzerrte Spannung kann zu Ungenauigkeiten im gemessenen Widerstand führen, was die Fähigkeit des Relais, den Ort eines Fehlers innerhalb seines designierten Erreichbarkeitsbereichs korrekt zu identifizieren, beeinträchtigt. Darüber hinaus spielen die verwendeten Widerstands-Messverfahren in bestimmten Relaisdesigns eine wichtige Rolle. Verschiedene Algorithmen und Hardware-Konfigurationen können unterschiedliche Genauigkeitsgrade ergeben, was die Gesamterreichbarkeitsgenauigkeit des Relais beeinflusst.
Arbeitszeit
Die Arbeitszeit eines Entfernungsschutzrelais ist eine variable Größe, die von mehreren Faktoren abhängt. Die Höhe des Fehlerstroms hat einen direkten Einfluss; höhere Fehlerströme können manchmal zu schnelleren Reaktionen führen, während niedrigere Ströme möglicherweise längere Reaktionszeiten verursachen. Auch die Position des Fehlers im Verhältnis zur Einstellung des Relais spielt eine Rolle. Fehler, die näher an der Quelle oder in bestimmter Nähe zum Relais auftreten, können eine schnellere Reaktion auslösen als jene, die weiter entfernt liegen. Darüber hinaus kann der Punkt auf der Spannungswelle, an dem der Fehler auftritt, die Arbeitszeit variieren lassen.
Bestimmte Messsignaltransientenfehler, die mit den spezifischen Messverfahren verbunden sind, die in einem Relaisdesign verwendet werden, können die Sache weiter komplizieren. Zum Beispiel können Fehler, die durch Kondensator-Spannungswandler (CVT) oder saturierende Stromwandler (CT) generiert werden, die Reaktion des Relais erheblich verzögern, insbesondere bei Fehlern, die in der Nähe des Erreichbarkeitspunkts auftreten. Diese Transientenfehler können die Spannungs- und Stromsignale verzerren, was zu einer Fehlinterpretation des Widerstands und einer darauffolgenden Verzögerung in der Aktivierung des Relais führt.
Eigenschaften von Entfernungsschutzrelais
Die Eigenschaften von Entfernungsschutzrelais, oft als Schutzform bezeichnet, werden grafisch als Funktion des Widerstands (R) und des Widerstands (X) auf einem R/X- oder Admittanzdiagramm dargestellt. Zwei der häufigsten Formen sind die kreisförmige (mho-Charakteristik) und die quadratische. Diese Charakteristikformen sind in den Abbildungen 10 und 11 dargestellt. Jede Form hat ihre eigenen Vorteile und ist so konzipiert, um die Leistung des Relais unter verschiedenen elektrischen Systembedingungen zu optimieren und eine zuverlässige Möglichkeit zur Unterscheidung zwischen normalen Betriebsbedingungen und tatsächlichen Fehlern im geschützten Leitungsabschnitt zu bieten.
Abbildung 4 – Mho-Charakteristik
Eigenschaften, Erreichbarkeitseinstellungen und Wiederanschluss von Entfernungsschutzrelais
Abbildung 5 – Quadratische Charakteristik
Das mho-Impedancelement verdankt seinen Namen seiner charakteristischen Erscheinung in einem Admittanzdiagramm, wo es als gerade Linie erscheint. Allerdings haben polygonale Impedanzcharakteristiken, wie die quadratische Form, an Popularität gewonnen. Diese Charakteristiken bieten bemerkenswerte Flexibilität, um Fehlerimpedanzen sowohl für Phasen- als auch Erdfehler abzudecken. Diese Anpassungsfähigkeit hat sie zur bevorzugten Wahl für die meisten modernen Entfernungsschutzrelais gemacht.
Entfernungsschutzrelais können mit bis zu fünf unterschiedlichen Zonen konfiguriert werden, einige davon sind so eingestellt, dass sie die Impedanz in umgekehrter Richtung messen. Diese umgekehrten Messzonen dienen als Rückhalteschutz für Busleitungen. Jede Zone ist mit einer spezifischen Aktivierungszeit für das Relais verbunden, was eine differenzierte und koordinierte Reaktion auf Fehler ermöglicht, die an verschiedenen Orten im geschützten elektrischen Netzwerk auftreten.
Wenn Entfernungsschutzrelais an beiden Enden einer Übertragungsleitung installiert sind, variiert ihre Reaktionszeit auf einen Fehler je nach Abstand des Fehlerpunkts (F) von jedem Ende der Leitung. Zum Beispiel betrachten wir eine Freileitung, die Umspannwerke A und B verbindet. Das Entfernungsschutzrelais, das sich im Umspannwerk befindet, das dem Fehlerpunkt F am nächsten ist, wird den Fehler zuerst erkennen, und der entsprechende Schalter wird vor dem Schalter im anderen Umspannwerk auslösen.
Um zu verhindern, dass ein Kurzschlussfehler weiterhin von dem entgegengesetzten Ende der Leitung mit Energie versorgt wird, bis der relevante Entfernungsschutz aktiviert wird, ist ein Kommunikationslink zwischen den Schutzrelais unerlässlich. Normalerweise wird diese Kommunikation über optische Faserkabel hergestellt, die in Optical Ground Wire (OPGW)-Kabeln integriert sind. Diese Einrichtung ermöglicht das gleichzeitige Auslösen beider Schaltgeräte, um eine schnelle und effektive Isolierung des defekten Abschnitts zu gewährleisten.
Es ist unrealistisch, ein Impedanzrelais so zu programmieren, dass es die Impedanz der Leitung bis zum Schalter am entfernten Ende präzise misst. Dies liegt an inhärenten Fehlern und Ungenauigkeiten in Komponenten wie Stromwandler (CTs), Spannungswandler (VTs), den Relais selbst sowie bei der Berechnung der Leitungsimpedanz. Um diese Unsicherheiten zu berücksichtigen, wird die Reichweite des Relais so eingestellt, dass sie einen Impedanzwert misst, der geringer als die Gesamtimpedanz, die der vollständigen Länge der Leitung entspricht, ist. Beispielsweise ist es eine gängige und sichere Praxis, Zone 1 so einzustellen, dass sie bis zu 85 % der Leitungsimpedanz abdeckt. Die verbleibenden 15-20 % dienen als Sicherheitsabstand, der effektiv verhindert, dass der Schutz in Zone 1 die geschützte Leitung aufgrund von Messfehlern und Ungenauigkeiten übersteigt. Ohne diesen Abstand besteht das Risiko, die Fähigkeit zu verlieren, Fehler auf benachbarten Leitungsabschnitten zu unterscheiden, insbesondere bei schnellen Schutzschemata.
Sorgfältige Kalibrierung der Reichweite und Auslösezeiten für jede Messzone ist entscheidend, um eine ordnungsgemäße Koordination der Entfernungsschutzrelais im Stromsystem zu erreichen. Diese sorgfältige Anpassung stellt sicher, dass Fehler in der richtigen Reihenfolge beseitigt werden, Störungen minimiert und die Stabilität des elektrischen Netzes gewahrt bleiben.
Weiterführende Lektüre: Einführung in Harmonische – Auswirkungen von Harmonischen auf das Stromsystem
Wiederanschluss
Wie in Abschnitt 4.2 besprochen, sind die meisten Fehler in Freileitungen asymmetrisch und transitorischer Natur. Der automatische Wiederanschluss, eine wichtige Funktion in Stromsystemen, wird von einem automatischen Wiederanschlussrelais ausgeführt. Dieses Relais wird von den Schutzvorrichtungen der Freileitung ausgelöst, wie in Abbildung 6 dargestellt.
