Pangangalaga sa Overhead Lines – Mga Kamalian at mga Pansang Pagtatanggol
Common Faults in Overhead Lines
Ang mga pangunahing sanhi ng mga kaputol sa overhead lines ay kasama ang:
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 ng fault currents, na maaaring mabawasan ng fault current limiters. Ang mga pangunahing requirement para sa mga 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, samantalang ang distance protection ay mas angkop para sa mahabang overhead lines. Ang pagkaklasi ng overhead lines bilang maikli o mahaba ay batay sa paghahambing ng inductance, resistance, at capacitance ng linya. Isang linya ay itinuturing na maikli kung ang resistance at capacitance nito ay maliit kumpara sa inductance nito. Ang assessment na ito ay madalas na isinasagawa gamit ang π-diagram ng overhead line.
Maraming mga factor ang nakakaapekto sa impedance ng linya, sa physical response nito sa mga kondisyon ng short-circuit, at sa line charging current. Kasama dito ang voltage level, ang physical construction ng transmission line, ang uri at sukat ng mga conductor, at ang pagkakalayo ng mga conductor. Bukod dito, ang bilang ng mga line terminals ay nakakaapekto sa pagdaloy ng load at fault currents, na kailangan mong isaalang-alang ng protection system. Ang parallel lines din ay nakakaapekto sa relaying, dahil ang mutual coupling ay maaaring makaapekto sa ground current na inaasure sa pamamagitan ng protective relays. Ang presence ng tapped transformers o reactive compensation devices, tulad ng series capacitor banks o shunt reactors, ay higit na nakakaapekto sa pagpili ng protection system at sa mga setting ng mga protection devices. Dahil dito, ang detalyadong pag-aaral ng overhead line ay kinakailangan upang matukoy ang pinakamainam na protection relays. Sa pangkalahatan, isang linya na may haba 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 kaputol sa overhead line ay transient sa natura. Ang mga kaputol ay maaaring ikategorya gaya ng:
Para sa mga kaputol na ito, maaaring kinakailangan ang single-pole-trip, na nagpapahintulot sa linya na mabawi agad ang serbisyo pagkatapos ng trip ng mga circuit breakers. Bilang resulta, ang single-pole-trip at auto-reclose schemes ay karaniwang ginagamit sa mga circuit breakers na may kinalaman sa overhead transmission lines (karaniwang may voltage na 220 kV o mas mataas). Kapag ang mga circuit breakers ay nag-interrupt ng fault current, ang flashover arc ay nasusunog, at ang ionized air ay nawawala. Ang auto-reclosing ay madalas na matagumpay pagkatapos ng delay ng ilang cycles. Gayunpaman, kapag may energized work na isinasagawa, ang automatic reclosing devices sa mga linya na may gawain ay dapat itakda sa non-reclosing mode. Ang mga circuit breakers na ginagamit sa mga aplikasyong ito ay kailangang espesyal na disenyo upang maito ang mga operasyon na ito at maging immune sa pole inconstancy hanggang sa ibigay ang definitive trip order.
Differential and Phase Comparison Protection
Ang differential protection ay batay sa Kirchhoff's current law. Sa konteksto ng isang transmission line, ito ay gumagana sa pamamagitan ng paghahambing ng kuryente na pumapasok sa linya sa isang terminal at ang kuryente na lumalabas sa linya sa kabilang terminal. Ang line differential relays sa bawat dulo ng transmission line ay nagpapalit 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 istrakturang ito. Ang 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 mahabang distansyang linya, ay ang phase comparison protection.
Ang sistema na ito ay gumagana sa pamamagitan ng paghahambing ng phase angle sa pagitan ng mga kuryente sa dalawang dulo ng protected line. Sa panahon ng external faults, ang kuryente na pumapasok sa linya ay may parehong relative phase angle sa kuryente 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 protection system ay nananatiling stable, at walang tripping na nangyayari. Sa kabilang banda, sa panahon ng internal fault, ang kuryente ay lumalabas sa linya mula sa parehong dulo, na nagdudulot ng phase angle disparity na maaaring matukoy ng phase comparison relays. Kapag natuklasan ang pagkakaiba na ito, ang mga relays ay nag-o-operate upang i-isolate at i-clear ang kaputol.
Sa phase comparison schemes, ang starting relays ay may mahalagang papel. Ang mga relays na ito ay nagsisimula ng phase comparison process kaagad na natuklasan ang isang kondisyong fault. Ang disenyo nito ay nagse-seture na mag-operate para sa parehong internal at external faults, na nagbibigay ng comprehensive monitoring.
Para sa epektibong paggana ng phase comparison protection, ang isang 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 sa pagtatatag ng communication link na ito.
Ang 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 series sa isang relay. Sa normal, non-fault conditions, ang secondary voltages na ginenera ng mga CTs ay equal sa magnitude pero opposite sa direction, na effectively balancing each other out.
Sa panahon ng healthy system operation, ang kuryente na pumapasok sa linya sa isang dulo ay eksaktong tumutugon sa kuryente na lumalabas sa kabilang dulo. Bilang resulta, ang equal at opposing voltages ay induced sa secondaries ng mga CTs sa dalawang line terminals. Ang voltage balance na ito ay nagse-secure na walang kuryente ang lumalabas sa mga relays, na nagpanatili ng stability ng protection system.
Gayunpaman, kapag may kaputol na nangyari sa isang punto tulad ng F sa linya, tulad ng ipinapakita sa Figure 2, ang distribution ng kuryente ay nababago. Partikular, ang mas malaking kuryente ay lalabas sa CT1 kumpara sa CT2. Ang disparity sa kuryente na ito ay nagdudulot ng unequal secondary voltages ng mga CTs. Bilang resulta, ang circulating current ay nabubuo, na lumalabas sa pilot wires at sa mga relays. Bilang tugon sa paglabas ng kuryente, ang circuit breakers sa parehong dulo ng linya ay triggered upang buksan, na agad na inisolate ang faulty line mula sa iba pang bahagi ng 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 namamasukan ang impedance ng isang transmission line sa pamamagitan ng pag-analyze ng voltage at current signals na inilapat sa kanila. Kapag may kaputol na nangyari sa linya, dalawang significant changes ang nangyayari: ang kuryente ay tumaas sa mas mataas na antas, at ang voltage ay bumababa nang lubhang.
Dahil ang impedance ng isang transmission line ay directly proportional sa haba nito, ang distance relays ay disenyo upang masukat ang impedance hanggang sa pre-determined point na kilala bilang "reach point." Ang mga relay na ito, na kadalasang tinatawag na impedance relays, ay kalkula ang impedance gamit ang Ohm's law, na ipinahayag sa formula Z = U/I, kung saan ang Z ay kumakatawan sa impedance, ang U ay voltage, at ang I ay kuryente.
Ang distance relays ay disenyo upang gumana eksklusibo para sa mga kaputol na nangyayari sa pagitan ng lokasyon ng relay at ang piniling reach point. Ang disenyo feature na ito ay nagbibigay ng kakayahan sa kanila na makapaghiwalay ng mga kaputol sa iba't ibang sections ng linya. Ang apparent impedance na kalkula ng relay ay pagkatapos ay hinihambing sa pre-set reach point impedance. Kung ang measured impedance ay mas mababa kaysa sa reach point impedance, ito ay inaasahan na may kaputol na nangyari sa linya sa pagitan ng relay at ang reach point. Kapag ang kalkuladong impedance ay nasa loob ng reach setting ng relay, ang relay ay nag-o-operate, na nag-trigger ng protective action.
Upang tiyakin ang comprehensive protection, ang distance protection systems ay nailapat sa parehong dulo ng transmission line, at isang communication link ay itinatag sa pagitan ng mga endpoint na ito, tulad ng ipinapakita sa Figure 3. Ang communication na ito ay nagbibigay ng coordinated operation ng mga relays sa bawat dulo, na nagpapahusay ng overall effectiveness ng protection scheme.
Distance Relay Performance and Characteristics
Figure 3 – Overhead Line Distance Protection Diagram
Ang performance ng distance relays ay unang una na pinag-uusapan batay sa dalawang key parameters: reach accuracy at operating time.
Reach Accuracy
Ang reach accuracy ay kasangkot sa paghahambing ng actual ohmic reach ng isang distance relay sa tunay na mundo, practical conditions, at ang 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, na nakakaapekto sa kakayahan ng relay na tama na identify ang location ng isang kaputol sa loob ng designated reach nito. Bukod dito, ang mga teknik ng impedance-measuring na ginagamit sa specific relay designs ay naglalaro ng mahalagang papel. Ang iba't ibang algorithms at hardware configurations ay maaaring magbigay ng iba't ibang antas ng precision, na kaya nakakaapekto sa overall reach accuracy ng relay.
Operating Time
Ang operating time ng isang distance relay ay isang variable quantity na depende sa maraming factors. Ang magnitude ng fault current ay may direct effect; ang mas mataas na fault currents ay maaaring magsanhi ng mas mabilis na operasyon, habang ang mas mababang currents ay maaaring magresulta sa mas mahabang response times. Ang posisyon ng kaputol relative sa setting ng relay ay din importante. Ang mga kaputol na mas malapit sa source o sa isang tiyak na proximity sa relay ay maaaring trigger ng mas mabilis na response kumpara sa mga mas malayo. Bukod dito, ang punto sa voltage wave kung saan ang kaputol 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 disenyo ng isang relay, ay maaaring pa-complique ang mga bagay. Halimbawa, ang mga error na generated ng Capacitor Voltage Transformers (CVT) o saturating Current Transformers (CT) ay maaaring significantly delay ang operasyon ng relay, lalo na para sa mga kaputol na nangyayari malapit sa reach point. Ang mga transient errors na ito ay maaaring distort ang voltage at current signals, na nagiging sanhi ng misinterpretation ng impedance at isang 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 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. Bawat shape ay may sarili nitong mga advantages at designed upang optimize ang performance ng relay sa iba't ibang electrical system conditions, na nagbibigay ng reliable means ng paghihiwalay ng normal operating conditions at actual faults sa loob ng protected line section.
Figure 4 – Mho characteristic
Distance Relay Characteristics, Reach Settings, and Reclosing
Figure 5 – Quadrilateral Characteristic
Ang mho impedance element ay nakakamtan ang pangalan nito mula sa kanyang characteristic appearance sa isang admittance diagram, kung saan ito manifest bilang isang 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 pag-cover ng fault impedances para sa parehong 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 na may hanggang sa limang distinct zones, ang ilan ay set para sukatin ang impedance sa reverse direction. Ang mga reverse-measuring zones na ito ay nag-serve bilang backup protection para sa bus bars. Bawat zone ay associated sa isang specific actuation time para sa relay, na nagbibigay ng nuanced at coordinated response sa mga kaputol na nangyayari sa iba't ibang lokasyon sa loob ng protected electrical network.
Kapag ang distance relays ay nailapat sa parehong dulo ng isang transmission line, ang kanilang response times sa isang kaputol ay nag-iiba depende sa layo ng fault point (F) mula sa bawat dulo ng linya. Halimbawa, isang overhead line na konektado sa Substations A at B. Ang distance relay na naka-position sa substation na pinakamalapit sa fault point F ay unang magdedetect ng kaputol, at ang corresponding circuit breaker ay mag-trip bago ang isa sa kabilang substation.
Upang maiwasan ang short-circuit fault na patuloy na tumatanggap ng power mula sa kabilang dulo ng linya hanggang ang relevant distance protection ay aktibo, ang isang communication link sa pagitan ng protection relays ay essential. Karaniwan, ang communication na ito ay itinatag sa pamamagitan ng optical fiber cables na integrated sa Optical Ground Wire (OPGW) cables. Ang setup na ito ay nagbibigay ng simultaneous tripping ng parehong circuit breakers, na nagse-secure ng mabilis at epektibong isolation ng faulty section.
Hindi praktikal na programin ang isang impedance relay upang eksaktong masukat 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 mga calculations ng line impedance. Upang accountin ang mga uncertainties na ito, ang reach ng relay ay set na masukat ang isang 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 hanggang 85% ng impedance ng linya ay isang common at safe practice. Ang natitirang 15-20% ay serves as a safety margin, na effectively preventing Zone 1 protection mula sa over-reaching ang protected line dahil sa measurement errors at inaccuracies. Kung wala ang margin na ito, may risk na mawala ang kakayahan ng discrimination ng faults sa adjacent line sections, lalo na sa mga fast-acting protection schemes.
Ang careful calibration ng reach settings at tripping times para sa bawat measurement zone ay crucial para sa proper coordination ng distance relays sa buong power system. Ang meticulous adjustment na ito ay nagse-secure na ang mga faults ay cleared sa tamang sequence, na minimizing disruptions at maintaining the stability ng electrical grid.
Related Read: Introduction to Harmonics – Effect of Harmonics on Power System
Reclosing
Bilang ipinag-usapan sa Section 4.2, ang karamihan ng mga kaputol sa overhead lines ay asymmetric at transient sa natura. Ang auto-reclosing, isang critical functionality sa power systems, ay isinasagawa 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 ireclose 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 tailor-fit sa specific requirements ng isang utility company at rehiyon nito. Ang key considerations para sa transmission-level reclosing ay kasama ang:
Major Considerations
