Pangangalaga sa Overhead Lines – Mga Sakit at mga Pagsasanggalang na Paghahanda
Common Faults in Overhead Lines
Ang mga pinakakaraniwang dahilan ng mga kasalanan sa overhead lines ay kinabibilangan ng:
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 presence ng multiple interconnected sources of fault currents, na maaaring i-restrict ng fault current limiters. Ang key requirements para sa protection schemes sa HV overhead transmission lines ay kasunod:
Upang matugunan ang mga requirement na ito, ang mga sumusunod na protection devices ang karaniwang ginagamit sa HV overhead lines:
Ang differential protection ay karaniwang ipinapatupad 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. Ang isang linya ay itinuturing na maikli kung ang resistance at capacitance nito ay negligible kumpara sa inductance nito. Ang assessment na ito ay kadalasang ginagawa gamit ang π-diagram ng overhead line.
Maraming factors ang nakakaapekto sa impedance ng linya, physical response nito sa short-circuit conditions, at line charging current. Kabilang dito ang voltage level, physical construction ng transmission line, type at size ng mga conductor, at spacing sa pagitan ng mga conductor. Bukod dito, ang bilang ng line terminals ay nakakaapekto sa flow ng load at fault currents, na dapat mapagkaisa ng protection system. Ang parallel lines din ay nakakaapekto sa relaying, dahil ang mutual coupling ay maaaring makaapekto sa ground current na iminumonitor ng 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 protection system at settings ng protection devices. Dahil dito, ang detalyadong pag-aaral ng overhead line ay kinakailangan upang matukoy ang pinakamaangkop na protection relays. Sa pangkalahatan, ang linya na may haba hanggang 80-100 km ay maaaring ituring na maikli, bagaman ito ay maaaring magbago depende sa voltage level at network characteristics.
Humigit-kumulang 90% ng mga kasalanan sa overhead lines ay transient sa nature. Ang mga kasalanan ay maaaring icategory bilang:
Para sa mga kasalanan na ito, maaaring kailangan ang single-pole-trip, na nagpapahintulot sa linya na maibalik agad sa serbisyo pagkatapos ng trip ng circuit breakers. Bilang resulta, ang single-pole-trip at auto-reclose schemes ay karaniwang ginagamit sa circuit breakers na associated sa overhead transmission lines (karaniwang may voltage na 220 kV o mas mataas). Kapag ang circuit breakers ay nag-interrupt ng fault current, ang flashover arc ay natatapos, at ang ionized air ay nag-dissipate. 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 inilabas.
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 pumasok sa linya sa isang terminal at ang current na lumabas sa linya sa kabilang terminal. Ang line differential relays sa bawat dulo ng transmission line ay nag-exchange ng data tungkol sa line current sa pamamagitan ng fiber-optic communications link. Ang link na ito ay kadalasang 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 istraktura nito. Figure 1 ay nagpapakita ng diagram ng differential protection system.
Figure 1 – Overhead Line Differential Protection Diagram
Isang 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 panahon ng external faults, ang current na pumasok sa linya ay may parehong relative phase angle bilang ang current na lumabas sa linya. Bilang resulta, ang phase comparison relays sa bawat terminal ay nagrerehistro ng kaunti o walang phase angle difference. Bilang resulta, ang protection system ay nananatiling stable, at walang tripping na nangyayari. Sa kabilang banda, sa panahon ng internal fault, ang current ay lumilipad sa linya mula sa parehong dulo, nagdudulot ng phase angle disparity na maaaring matukoy ng phase comparison relays. Pagkatuklas ng difference na ito, ang relays ay aktibado upang hiwalayin at linisin ang fault.
Sa phase comparison schemes, ang starting relays ay may mahalagang papel. Ang mga relay na ito ay nagsisimula ng phase comparison process kapag natuklasan ang fault condition. Ang disenyo nito ay tiyak na nag-o-operate para sa parehong internal at external faults, nagbibigay ng comprehensive monitoring.
Para sa epektibong paggana ng phase comparison protection, ang reliable communication channel ay indispensable. 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 position sa bawat phase sa parehong dulo ng transmission line. Ang bawat pair ng CTs, isa sa bawat dulo ng linya, ay konektado sa series sa isang relay. Sa normal, non-fault conditions, ang secondary voltages na gawa 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 pumasok sa linya sa isang dulo ay eksaktong tumutugon sa current na lumabas nito sa kabilang dulo. Bilang resulta, ang equal at opposing voltages ay induced sa secondaries ng CTs sa dalawang line terminals. Ang voltage balance na ito ay nagse-secure na walang current ang lumilipad sa mga relays, maintaining the stability of the protection system.
Ngunit, kapag nangyari ang isang fault sa isang punto tulad ng F sa linya, tulad ng ipinapakita sa Figure 2, ang current distribution ay napinsala. Partikular, ang mas malaking current ay lumilipad sa CT1 kumpara sa CT2. Ang disparity sa current na ito ay nagdudulot ng secondary voltages ng CTs na maging unequal. Bilang resulta, ang circulating current ay nabuo, lumilipad sa pilot wires at sa mga relays. Sa tugon sa current flow na ito, ang circuit breakers sa parehong dulo ng linya ay triggered to open, promptly 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 umasa sa distance relays, na measure ang impedance ng transmission line sa pamamagitan ng pag-analyze ng voltage at current signals na inilapat sa kanila. Kapag nangyari ang isang fault sa linya, dalawang significant changes ang nangyayari: ang current ay tumaas sa mas mataas na antas, at ang voltage ay bumababa precipitously.
Dahil ang impedance ng transmission line ay directly proportional sa haba nito, ang distance relays ay designed na measure ang impedance hanggang sa pre-determined point na tinatawag na "reach point." Ang mga relay na ito, kadalasang tinatawag na impedance relays, ay kalkula ang impedance gamit ang Ohm's law, na ipinapakita ng formula Z = U/I, kung saan ang Z ay represents impedance, U ang voltage, at I ang current.
Ang distance relays ay engineered na operate exclusively para sa faults na nangyayari sa pagitan ng location ng relay at ang selected reach point. Ang disenyo feature na ito ay nagpapahintulot sa kanila na effectively distinguish between faults sa iba't ibang line sections. Ang apparent impedance na kalkula ng relay ay pagkatapos ay ikumpara 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 nangyari 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 activates, initiating the protective action.
Upang matiyak ang comprehensive protection, ang distance protection systems ay installed sa parehong dulo ng transmission line, at ang communication link ay established sa pagitan ng mga endpoints, tulad ng ipinapakita sa Figure 3. Ang communication na ito ay nag-enable ng coordinated operation ng relays sa bawat dulo, enhancing the overall effectiveness of the protection scheme.
Distance Relay Performance and Characteristics
Figure 3 – Overhead Line Distance Protection Diagram
Ang performance ng distance relays ay primarily evaluated based on two 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 nito. Ang metric na ito ay significantly influenced ng voltage level na inilapat 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 depende sa maraming factors. Ang fault current magnitude ay may direct effect; ang mas mataas na fault currents ay maaaring mag-cause ng mas mabilis na operation, habang ang mas mababang currents ay maaaring mag-resulta ng mas mahabang response times. Ang posisyon ng fault relative sa setting ng relay ay din importante. Ang mga fault na mas malapit sa source o sa isang certain proximity sa relay ay maaaring trigger ng mas mabilis na response kumpara sa mga fault na mas malayo. Bukod dito, ang punto sa voltage wave kung saan ang fault ay nangyari ay maaaring mag- introduce 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 further complicate matters. Halimbawa, ang mga error na generated ng Capacitor Voltage Transformers (CVT) o saturating Current Transformers (CT) ay maaaring significantly delay ang operation ng relay, lalo na para sa faults 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, kadalasang tinatawag na protection shape, ay graphically represented bilang isang function ng resistance (R) at impedance (X) ng linya sa isang R/X o admittance diagram. Ang dalawang pinakakaraniwang shapes ay ang 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 advantages at designed para 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 nakuha ang pangalan nito mula sa kanyang characteristic appearance sa isang admittance diagram, kung saan ito manifest bilang isang straight line. Ngunit, ang polygonal impedance characteristics, tulad ng quadrilateral shape, ay naging popular. Ang mga characteristics na ito ay nagbibigay ng remarkable flexibility sa coverage ng fault impedances para sa both phase at earth faults. Ang adaptability na ito ay nagbigay dito ang preferred choice para sa most modern distance relays.
Ang distance relays ay maaaring configured sa hanggang sa limang distinct zones, ilan sa kanya ay set na measure 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 isang specific actuation time para sa relay, allowing for a nuanced at coordinated response sa 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 nagconnect ng Substations A at B. Ang distance relay na nasa substation na pinakamalapit sa fault point F ay unang magdedetect ng fault, at ang corresponding circuit breaker ay trip bago ang isa sa kabilang substation.
Upang i-prevent ang short-circuit fault mula patuloy na tumanggap ng power mula sa kabilang dulo ng linya hanggang sa relevant distance protection activates, ang communication link sa pagitan ng 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 na 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), relays themselves, at sa calculations ng line impedance. Upang accountin ang mga uncertainties, ang reach ng relay ay set na measure an impedance value less than the total impedance corresponding sa full length ng linya. Halimbawa, ang setting ng Zone 1 up to 85% ng line's impedance ay common at safe practice. Ang natitirang 15-20% ay serves as a safety margin, effectively preventing Zone 1 protection mula over-reaching ang 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 faults ay cleared sa tamang sequence, minimizing disruptions at maintaining the stability of the electrical grid.
Related Read: Introduction to Harmonics – Effect of Harmonics on Power System
Reclosing
Bilang ipinag-utos 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 executed ng isang auto-recloser relay. Ang relay na ito ay triggered ng 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 electrical line ay influenced ng maraming factors. Ang input at guidance mula sa planning at operational teams ay essential para sa determination ng pinakasuitable na reclosing practices na tailored sa specific requirements ng isang utility company at rehiyon nito. Ang key considerations para sa transmission-level reclosing ay kinabibilangan ng:
Major Considerations
Key Parameters of Auto-Reclose Schemes
Ang pinakamahalagang parameters ng isang auto-reclose scheme ay:
