Warum Distanzschutzrelais unter realen Fehlerbedingungen falsch auslösen

Wichtigste Erkenntnisse

• Fehler bei der Reichweite von Distanzschutzsystemen sind in der Regel auf eine sich während des Fehlers ändernde Scheinimpedanz zurückzuführen und nicht auf einen einzelnen falschen Wert in der Einstellungsdatei.
• Störfestigkeit, Fernquelleneinspeisung, transiente Spannungsspitzen bei kapazitiven Spannungswandlern und hohe Lastumschaltungen wirken sich jeweils auf unterschiedliche Weise auf die Reichweite der Zonen aus; daher müssen sie als separate Fälle getestet werden.
• Eine Simulation im geschlossenen Regelkreis vor der Einschaltung liefert Ihnen einen zuverlässigeren Nachweis der Zonensicherheit als die bloße Einspeisung von Nennphasoren.

Eine Fehlauslösung des Fernrelais ist in der Regel auf die vom Relais erkannten Fehlerzustände zurückzuführen und nicht auf einen Tippfehler im Einstellungsblatt.

Der Distanzschutz funktioniert gut, wenn die Netzgrößen mit den bei der Einstellung zugrunde gelegten Annahmen übereinstimmen, doch tatsächliche Fehler verlaufen selten so überschaubar. Die US-amerikanische Energy Information Administration berichtete, dass die Kund:innen im Jahr 2022 – unter Einbeziehung größerer Ereignisse – durchschnittlich 366 Minuten Ausfallzeit Kund:innen , was zeigt, wie wichtig ein zuverlässiger Leitungsschutz ist, wenn sich Störungen über einen einzelnen Fehler hinaus ausbreiten. Sie erzielen eine bessere Leistung eines Fernschutzrelais, wenn Sie dessen Reichweite anhand derselben Impedanzverschiebungen überprüfen, wie sie bei Feldfehlern auftreten. Das bedeutet, Tests , die Quellstärke, das Ansprechverhalten der Messwandler und die Leistungsübertragung Tests , bevor die Leitung unter Spannung gesetzt wird.

Der Distanzschutz ermittelt den Fehlerort anhand der Scheinimpedanz

Der Abstandsschutz berechnet die Scheinimpedanz aus den am Relaisstandort gemessenen Spannungs- und Stromwerten. Eine niedrigere Scheinimpedanz bedeutet, dass der Fehler elektrisch näher liegt, sodass das Abstandsrelais bei Fehlern innerhalb seines eingestellten Erfassungsbereichs schneller auslöst. 

„Das Relais misst nicht direkt die Leitungslänge. Es misst vielmehr, wie sich das Verhältnis von Spannung zu Strom durch den Fehler verändert.“

Es misst, wie der Fehler das Verhältnis von Spannung zu Strom verändert.

Ein einfaches Beispiel anhand einer Leitung verdeutlicht dies. Stellen Sie sich eine 100 km lange Übertragungsleitung mit gleichmäßiger Serienimpedanz und einem Phasenfehler nahe der Mitte vor. Wenn das System hinter dem Relais leistungsstark ist und die Messwerte klar sind, erkennt das Relais etwa die Hälfte der gesamten Leitungsimpedanz und lokalisiert den Fehler nahe der Mitte der Impedanzebene. Aus diesem Grund ist die Abstandsschutzschaltung für Hochspannungsleitungen attraktiv, bei denen es auf Schnelligkeit ankommt.

Das Problem tritt auf, wenn das gemessene Verhältnis nicht mehr mit dem tatsächlichen Abstand übereinstimmt. Der Lichtbogenwiderstand, der Beitrag einer entfernten Quelle und das Verhalten des Transientenspannungswandlers verändern alle die Scheinimpedanz, ohne dass sich die Fehlerstelle am Leiter verschiebt. In solchen Momenten handelt es sich nicht um ein fehlerhaftes Schutzprinzip. Vielmehr handelt es sich um eine Messung, die sich unter Fehlerbedingungen verschoben hat, und aus dieser Verschiebung ergeben sich Reichweitenfehler.

Die Zoneneinstellungen unterscheiden zwischen schneller Auslösung und verzögerter Rückstellung

Entfernungsschutzzonen unterteilen den Schutzbereich der Leitung in Abschnitte mit festgelegter Zeitverzögerung und Reichweite. Zone 1 deckt in der Regel den größten Teil der geschützten Leitung ohne festgelegte Zeitverzögerung ab, während nachfolgende Zonen mit zunehmender Zeitverzögerung weiter reichen, um eine Absicherung zu gewährleisten, ohne dass es zu Fehlauslösungen kommt. Eine gute Zoneneinteilung sorgt für ein ausgewogenes Verhältnis zwischen Auslösegeschwindigkeit und Selektivität. Eine schlechte Zoneneinteilung führt dazu, dass kleine Reichweitenfehler zu Fehlauslösungen führen.

Eine gängige Konfiguration legt Zone 1 auf etwa 80 % bis 85 % der Leitungsimpedanz fest, wodurch eine Fehlertoleranz in der Nähe der Fernstation verbleibt. Zone 2 reicht oft über die geschützte Leitung hinaus bis in den nächsten Abschnitt mit einer Verzögerung, und Zone 3 reicht noch weiter für die Fernabsicherung. Diese Zahlen sind bekannt, stellen jedoch nur Ausgangspunkte dar. Ein Erdungsabstandselement auf einer kurzen Leitung mit hohem Lichtbogenwiderstand erfordert eine andere Herangehensweise als ein Phasenelement auf einem langen, stark gespeisten Korridor.

Sie sollten Zonen als Risikogrenzen betrachten und nicht als feste Geometrie in einer Zeichnung. Zone 1 muss während Transienten bei Messwandlern und bei hoher Lastübertragung sicher bleiben, da eine schnelle Fehlauslösung kostspielig ist. Zone 2 und Zone 3 müssen auch nach einer Änderung der Netzbedingungen weiterhin echte Fernfehler erkennen. Reichweitenstudien, die bei Nennwerten des Netzes enden, werden dieses Gleichgewicht verfehlen.

Die Fehlerfestigkeit sorgt dafür, dass die gemessene Impedanz außerhalb des Messbereichs liegt

Der Fehlerwiderstand fügt der vom Relais wahrgenommenen Scheinimpedanz eine ohmsche Komponente hinzu. Dieser zusätzliche Widerstand verschiebt den Messpunkt innerhalb der R-X-Ebene und kann einen internen Fehler außerhalb der Charakteristik des Abstandselements verlagern. Erdungsfehler zeigen diesen Effekt am deutlichsten. Lichtbogenwiderstand und Mastfundamentwiderstand sind übliche Bestandteile vieler Leitungsfehler.

Ein einzelner Leitungs-Erdschluss in 20 km Entfernung vom Relais kann viel weiter entfernt erscheinen, wenn der Lichtbogen den Widerstand um 10 bis 20 Ohm erhöht. Das Relais erkennt zwar weiterhin denselben Verlauf der Leitungsreaktanz, doch der Arbeitspunkt verschiebt sich nach rechts und kann außerhalb einer Mho- oder Viereckkennlinie liegen, die bei Einstellprüfungen im stationären Zustand noch in Ordnung erschien. Aus diesem Grund kann ein naher ohmscher Fehler nicht ausgelöst werden, während ein „sauberer“ Fehler in größerer physikalischer Entfernung weiterhin korrekt ausgelöst wird.

Dies ist von Bedeutung, da der häufigste Feldfehler auch derjenige ist, der am stärksten von Widerstandseffekten beeinflusst wird. Einphasige Erdungsfehler machen in Standard-Fehleranalysen für Stromübertragungsnetze etwa 70 % der Fehler im Übertragungsnetz aus. Sie sollten mehrere ohmsche Fehlerwerte sowohl für Vorwärts- als auch für Rückwärtsfehler prüfen, insbesondere in der Nähe von Zonengrenzen. Ein Abstandsschutzrelais, das nur Nullwiderstandsprüfungen besteht, wurde nicht unter der Bedingung geprüft, unter der seine Auslösegrenze am ehesten erreicht wird.

Durch die Änderung der Eingangsquelle ändert sich die für jedes Relais sichtbare Impedanz

Eine Fernquellenzuführung verändert den am lokalen Relais gemessenen Strom, wodurch sich die Berechnung der Scheinimpedanz ändert. Eine starke Einspeisung vom entfernten Ende lässt einen Fehler für ein Relais oft weiter entfernt und für ein anderes näher erscheinen. Der physikalische Fehlerort bleibt unverändert. Die elektrische Sichtweise von jedem Anschluss aus ändert sich jedoch.

Ein Fehler in der Nähe des entfernten Sammelscheibens zeigt dies deutlich. Ist die entfernte Fehlerquelle wesentlich stärker als die lokale Fehlerquelle, fällt der lokale Relaisstrom geringer aus, als für diese Fehlerposition zu erwarten wäre. Das lokale Relais berechnet dann eine höhere Impedanz und kann in Zone 2 unterreagieren, obwohl sich der Fehler noch auf der eigenen Leitung befindet. Vertauscht man die Stärke der Fehlerquellen, kann das gegenüberliegende Relais über den Sammelscheibens hinaus überreagieren.

Dies tritt am häufigsten bei Leitungen auf, die an große Erzeugungszentren, in Reihe geschaltete Korridore oder Netze angeschlossen sind, die zwischen Normal- und Ausfallzuständen wechseln. Die Einspeisung aus der Quelle ist auch der Grund dafür, dass Relais-Einstellungen, die in einem Ein-Leiter-Modell stabil erscheinen, nach dem Ausfall eines Leistungsschalters oder einer Änderung der Generatorauslastung versagen können. Gute Untersuchungen zu Distanzrelais berücksichtigen Schwankungen der Quellstärke an beiden Enden und nicht nur eine einzige Kurzschlussstärke.

Transienten aus CVTs verzerren die scheinbare Impedanz bei Entstehung eines Fehlers

Transienten bei kapazitiven Spannungswandlern können die am Relais anliegende Eingangsspannung in den ersten Zyklen nach einem Fehler verzerren. Diese Verzerrung verändert die scheinbare Impedanz genau in dem Zeitintervall, in dem die Logik der Zone 1 anspringen soll. Ein Relais mit aggressiven Ansprechgeschwindigkeiten kann bei einem Wert auslösen, der sich einen Zyklus später bereits anderswo einpendelt. Hier beginnt häufig eine Fehlauslösung zu Beginn des Fehlers.

Ein naher Fehler mit einer abgesenkten Spannung ist ein typischer Anwendungsfall. Der Stromkanal reagiert fast sofort, doch der Spannungskanal des kapazitiven Spannungswandlers kann schwingen oder nacheilen, bevor er sich einpendelt. Das Relais berechnet daraufhin eine Scheinimpedanz, die über die Kennlinie schwankt. Ein schnelles Phasenabstandselement kann beobachten, wie ein Betriebspunkt innerhalb weniger Dutzend Millisekunden in Zone 1 eintritt, diese wieder verlässt und erneut in sie eintritt.

Sie sollten dies als ein zeitabhängiges Messproblem betrachten und nicht als bloße Unannehmlichkeit. Filterung und Sicherheitslogik unterstützen, doch diese Maßnahmen verursachen Auslöseverzögerungen und können die Empfindlichkeit bei schwachen Fehlern beeinträchtigen. Dieser Kompromiss wird bei einem reinen Phasor-Testgerät, das ideale Signale einspeist, nicht sichtbar. Nur durch Tests unter Einbeziehung der Messwandlercharakteristik lässt sich feststellen, ob Ihre Entscheidungen hinsichtlich Zeitsteuerung und Sicherheit Bestand haben.

Ein starker Stromfluss schränkt den sicheren Bereich für Phasenfehler ein

Ein hoher Laststrom vor dem Fehler verändert den Ausgangspunkt der Impedanzkurve während eines Fehlers. Phasenabstandselemente reagieren besonders empfindlich, da der Lastfluss Strom- und Winkelbedingungen hinzufügt, die die gemessene Impedanz in Richtung der Lastbereiche verschieben oder den Verlauf der Betriebskennlinie verändern können. Der sichere Spielraum wird mit steigender Übertragungsleistung enger. Einstellungen, die bei geringer Last noch ausreichend waren, können bei Spitzenübertragung riskant werden.

Ein langer 500-kV-Korridor, über den hohe Exportströme fließen, veranschaulicht das Problem. Ein Phasen-zu-Phasen-Fehler nahe dem entfernten Ende kann von einem stark belasteten Betriebspunkt ausgehen, sodass die Impedanzschwankung in Richtung des Fehlers nicht dem idealen, in vielen Einstellberechnungen verwendeten Lehrbuchverlauf folgt. Liegt die Relaiskennlinie zu nahe am Lastbereich, kann das Element zögern, überreagieren oder eine Lastübergriff-Logik erfordern, die die Empfindlichkeit drosselt.

Last- und Fehlerbedingungen wirken zusammen, weshalb Sie diese als Paar prüfen sollten. Eine kurze Leitung mit geringer Leistungsübertragung kann eine große Sicherheitsreserve aufweisen, während eine lange Leitung unter hoher Auslastung nur eine sehr geringe Sicherheitsreserve haben kann. Bei der Frage nach dem Schutzbereich geht es nicht nur darum, wie weit die Zone auf dem Papier reicht. Es geht darum, wie viel sicherer Schutzbereich verbleibt, nachdem die tatsächliche Leistungsübertragung den gemessenen Fehlerpfad verzerrt hat.

Tests die Bedingungen, unter denen die Bewegung erfolgt, nachgestellt werden.

Tests dieselben Bedingungen nachgestellt werden, die bei tatsächlichen Fehlern zu einer Verschiebung der scheinbaren Impedanz führen. Einfache Einspeisungen im stationären Zustand bestätigen zwar die grundlegende Logik, beweisen jedoch nicht, dass die sichere Zonenreichweite unter Last, bei Einspeisung, Transienten und starker Lastübertragung gewährleistet ist. Sie benötigen eine Fehlerwiedergabe, bei der das Relais in einem dynamischen Netzmodell verbleibt. Nur so können Sie die Berechnung testen, die das Relais tatsächlich durchführen wird.

Inbetriebnahmeteams beginnen häufig mit der Sekundäreinspeisung, und dieser Schritt ist nach wie vor von Bedeutung. Dabei werden die Verkabelung, die Elementerfassung, die Zeitgeber und die Auslöseausgänge überprüft. Eine Lücke entsteht jedoch, wenn diese einwandfreien Tests als endgültiger Nachweis für die Leistungsfähigkeit des Abstandsschutzes gewertet werden. Eine Closed-Loop-Konfiguration mit OPAL-RT ermöglicht es Ihnen, schwankende Quellstärken, die Last vor dem Fehler sowie realistische Fehlerimpedanzen nachzubilden, während das Relais in Echtzeit auf das simulierte System reagiert.

• Nahgelegene ohmsche Erdschlüsse nahe dem Ende von Zone 1
• Fehler im Fernbus bei schwacher lokaler Quelle und starker Fernspeisung
• Nahversatzbrüche im ersten Zyklus unter Einbeziehung von Transienten kapazitiver Spannungswandler
• Fehler in der Hochübertragungsphase nahe den Belastungsgrenzwerten
• Störungszustände bei Ausfall einer Quelle oder eines Leitungsabschnitts

Diese fünf Fälle zeigen Ihnen weit mehr als nur eine übersichtliche Reihe von Phasoraufnahmen. Sie verdeutlichen in einem Durchgang die Reichweite, die Sicherheitsreserve und das zeitliche Verhalten. Das ist vor der Einschaltung entscheidend, denn sobald die Leitung unter Spannung steht, verursacht jede Korrektur einen Aufwand bei der Ausfallplanung, Zeitaufwand für das Personal und ein Betriebsrisiko. 

„Ein Distanzschutzrelais gewinnt Vertrauen, wenn seine Zonen anhand der Bedingungen überprüft werden, die sie tatsächlich auslösen.“

Eine Echtzeit-Simulation überprüft die Zoneneinstellungen vor der Einschaltung der Leitung

Die Echtzeitsimulation überprüft den Distanzschutz, indem Tests die Reichweite Tests anhand des tatsächlichen Systemverhaltens statt anhand idealer Annahmen Tests . Dieser Ansatz zeigt, ob Ihre Einstellungen auch dann noch sicher sind, wenn Fehlerfestigkeit, Einspeisung, Transienten der Messwandler und Übertragung gleichzeitig zum Tragen kommen. Dadurch wird die Überprüfung der Reichweite von einer theoretischen Übung zu einer betrieblichen Überprüfung. Das ist das Maß an Sicherheit, das der Leitungsschutz vor der Inbetriebnahme benötigt.

Stürme, Umschaltvorgänge und Netzausfälle führen zu komplexen Situationen, in denen Schwachstellen bei der Validierung zutage treten. Sie können die Unsicherheit im Schutz zwar nicht vollständig beseitigen, aber Sie können sie verringern, wenn das Relais die Extremfälle bereits in einem geschlossenen Testzyklus durchlaufen hat. Dies ist ein systematischer Ansatz, um die Sicherheit des Schutzes zu beurteilen, bevor der erste Fehler auftritt. Außerdem bietet er Ihrem Team eine solidere Grundlage für die Annahme oder Überarbeitung einer Einstellung.

OPAL-RT erfüllt diese Anforderung, da es realistische Fehlerimpedanzen und Systemreaktionen simulieren kann, während das Relais in Echtzeit mit dem Modell interagiert. Der Mehrwert liegt nicht in übertriebenen Versprechungen oder zusätzlicher Komplexität. Der Mehrwert besteht darin, dass Ihre Abstandsschutzzonen vor der Einschaltung einer Leitung anhand der Bedingungen überprüft werden, die sich tatsächlich ergeben. Auf diese Weise werden die Einstellungen zu einem zuverlässigen Schutz und sind nicht länger nur eine hoffnungsvolle Geometrie.