Cómo funciona la protección por relés de líneas eléctricas. Cómo funciona la protección por relés de líneas eléctricas Aplicación de la protección a distancia
Opciones de implementación de conjuntos de protección para líneas aéreas de 110-220 kV.
1. El conjunto de protecciones más simple se utiliza en líneas aéreas sin salida: protección de corriente de dos etapas contra cortocircuitos entre fases (MTZ y MFTO) y protección de fallas de tres etapas. Al mismo tiempo, no existe una redundancia de corto alcance de las protecciones de las líneas aéreas y es posible que, durante un cortocircuito en una línea aérea sin salida y una falla de su protección, todo el nivel secundario de una subestación del sistema grande esté se extingue cuando están funcionando protecciones redundantes de largo alcance. Es decir, incluso en líneas aéreas simples sin salida que se extienden desde los autobuses de grandes subestaciones y centrales eléctricas, sería deseable utilizar protección primaria y de respaldo para aumentar la confiabilidad del funcionamiento de la subestación o central eléctrica, pero tal práctica no es aceptado.
2. La opción más sencilla para la formación de sistemas de líneas aéreas con alimentación bidireccional: DZ de tres etapas, ZZ de cuatro etapas y MFTO. DZ y ZZ brindan protección de líneas aéreas contra todo tipo de cortocircuitos y redundancia de protección de largo alcance. MFTO se utiliza como protección adicional debido a su simplicidad, bajo costo, alta confiabilidad y velocidad.
Se producen comercialmente dispositivos de protección de relé de línea aérea típicos de 110-220 kV que contienen protección remota de tres etapas, protección protectora de cuatro etapas y MFTO:
El panel electromecánico tipo EPZ-1636 se fabrica en la Planta de Aparatos Eléctricos de Cheboksary (CHEAZ) desde 1967. Instalado en la mayoría de las líneas aéreas de 110-220 kV del sistema eléctrico de la región de Chelyabinsk.
- el gabinete electrónico tipo ShDE-2801, producido por ChEAZ desde 1986, en el sistema energético de la región de Chelyabinsk está instalado en solo unas pocas docenas de líneas aéreas de 110-220 kV.
- gabinetes de microprocesador de la serie ШЭ2607, producidos por NPP Ekra desde la década de 1990: ШЭ2607 011, ШЭ2607 016 (control de un interruptor con accionamiento trifásico, DS de tres etapas, 3Z de cuatro etapas, MFTO), SHE2607 012 (control de un interruptor con accionamiento fase a fase, DS de tres etapas, 3D Z de cuatro etapas, MFTO), ShE2607 021 (DZ de tres etapas, ZZ de cuatro etapas, MFTO).
Falta de reservas cercanas.
- desconexión del cortocircuito en el extremo de la línea aérea protegida con el tiempo de la segunda o tercera etapa de protección.
3. Una versión más compleja de protección para líneas aéreas con alimentación bidireccional es el uso de un gabinete de protección del tipo ShDE-2802 (producido por CHEAZ desde 1986). El gabinete contiene dos juegos de protecciones: principal y de respaldo. El conjunto principal de protección incluye protección de emergencia de tres etapas, protección de cuatro etapas y MFTO. Kit de respaldo: DZ y ZZ simplificados de dos etapas. Cada kit proporciona protección para líneas aéreas contra todo tipo de cortocircuitos. En este caso, el conjunto de respaldo proporciona redundancia de protección de corto alcance, el conjunto principal proporciona respaldo de largo alcance.
Desventajas de este conjunto de protecciones:
a) Redundancia de corto alcance no del todo completa, ya que los conjuntos de protección principal y de respaldo:
Tienen dispositivos comunes (por ejemplo, un dispositivo para bloquear el control remoto durante los cambios), cuyo fallo puede provocar el fallo simultáneo tanto del conjunto principal como del de respaldo.
- realizado según el mismo principio, lo que significa la posibilidad de fallo simultáneo de ambos por el mismo motivo. - están ubicados en el mismo armario, lo que significa que pueden dañarse al mismo tiempo.
b) Inhabilitación del cortocircuito en el extremo de la línea aérea protegida con el tiempo de la segunda o tercera etapa.
Las redes con un voltaje de 110 -220 kV operan en un modo con un neutro conectado a tierra de manera efectiva o sólida. Por tanto, una falla a tierra en este tipo de redes es un cortocircuito con una corriente que en ocasiones supera la corriente de un cortocircuito trifásico, y debe desconectarse con el mínimo retardo de tiempo posible.
Las líneas aéreas y mixtas (cable-aérea) están equipadas con dispositivos de reenganche automático. En algunos casos, si el disyuntor utilizado es de control fase a fase, se utiliza el apagado fase a fase y el reenganche automático. Esto le permite apagar y encender la fase dañada sin desconectar la carga. Dado que en tales redes el neutro del transformador de suministro está conectado a tierra, la carga prácticamente no siente un funcionamiento a corto plazo en modo de fase abierta.
Como regla general, el reconectador automático no se utiliza en líneas puramente de cable.
Las líneas de alta tensión operan con altas corrientes de carga, lo que requiere el uso de protecciones con características especiales. En líneas de transporte que pueden sufrir sobrecargas, por regla general se utiliza una protección de distancia para aislar eficazmente de las corrientes de carga. En líneas sin salida, en muchos casos, se puede utilizar protección actual. Como regla general, no se permite que las protecciones se disparen durante las sobrecargas. La protección contra sobrecargas, si es necesario, se realiza mediante dispositivos especiales.
Según el PUE, se deben utilizar dispositivos de prevención de sobrecargas en los casos en que la duración permitida del flujo de corriente para el equipo sea inferior a 1020 minutos. La protección contra sobrecargas debe actuar al descargar equipos, interrumpir el tránsito, desconectar carga y, por último, pero no menos importante, al desconectar equipos sobrecargados.
Las líneas de alta tensión suelen tener una longitud considerable, lo que complica la búsqueda de la localización de la avería. Por lo tanto, las líneas deben estar equipadas con dispositivos que determinen la distancia hasta el punto de daño. Según las directivas de la CEI, las líneas con una longitud de 20 kilómetros o más deben estar equipadas con armas de destrucción masiva.
Un retraso en la desconexión de un cortocircuito puede provocar la alteración de la estabilidad del funcionamiento paralelo de las centrales eléctricas; debido a una caída de tensión prolongada, el equipo puede detenerse y el proceso de producción puede verse interrumpido; daños adicionales a la línea en la que se encuentra se ha producido un cortocircuito. Por lo tanto, en tales líneas se utilizan con mucha frecuencia protecciones que apagan los cortocircuitos en cualquier punto sin demora. Pueden ser protecciones diferenciales instaladas en los extremos de la línea y conectadas mediante un canal óptico, conductor o de alta frecuencia. Pueden ser protecciones ordinarias, aceleradas al recibir una señal de habilitación o la eliminación de una señal de bloqueo del lado opuesto.
La protección de corriente y distancia se suele realizar por etapas. El número de pasos es al menos 3, en algunos casos son necesarios 4 o incluso 5 pasos.
En muchos casos, toda la protección necesaria se puede implementar en un solo dispositivo. Sin embargo, el fallo de este dispositivo deja al equipo desprotegido, lo cual es inaceptable. Por tanto, es aconsejable realizar la protección de las líneas de alta tensión a partir de 2 juegos. El segundo conjunto es de respaldo y se puede simplificar en comparación con el principal: no tiene reenganche automático, armas de destrucción masiva, tiene un número menor de etapas, etc. El segundo conjunto debe ser alimentado desde otro disyuntor auxiliar y un conjunto de transformadores de corriente. Si es posible, alimentado por una batería y un transformador de voltaje diferentes, actúe sobre un solenoide de disparo del disyuntor separado.
Los dispositivos de protección de líneas de alta tensión deben tener en cuenta la posibilidad de fallo del disyuntor y contar con un dispositivo de protección contra fallo del disyuntor, ya sea integrado en el propio dispositivo u organizado por separado.
Para analizar el accidente y el funcionamiento de los relés de protección y automatización, se requiere el registro tanto de valores analógicos como de señales discretas durante eventos de emergencia.
Así, para líneas de alta tensión, los kits de protección y automatización deben realizar las siguientes funciones:
Protección contra cortocircuitos entre fases y cortocircuitos a tierra.
Reenganche automático monofásico o trifásico.
Protección de sobrecarga.
NIVEL
Determinación de la ubicación del daño.
Oscilografía de corrientes y tensiones, así como registro de señales discretas de protección y automatización.
Los dispositivos de protección deberán ser redundantes o duplicados.
Para líneas que cuentan con interruptores con control de fase, es necesario contar con protección contra operación en fase abierta, que actúa desconectando los interruptores propios y adyacentes, ya que en las redes CIS no se permite la operación en fase abierta a largo plazo.
7.2. CARACTERÍSTICAS DEL CÁLCULO DE CORRIENTES Y TENSIONES DURANTE CORTOCIRCUITOS
Como se indica en el Cap. 1, en redes con neutro puesto a tierra se deben tener en cuenta dos tipos adicionales de cortocircuito: faltas a tierra monofásicas y bifásicas.
Los cálculos de corrientes y tensiones durante cortocircuitos a tierra se realizan mediante el método de componentes simétricos, ver Capítulo. 1. Esto es importante, entre otras cosas, porque las protecciones utilizan componentes simétricos, que están ausentes en los modos simétricos. El uso de corrientes de secuencia negativa y cero permite no ajustar la protección contra la corriente de carga y tener un ajuste de corriente menor que la corriente de carga. Por ejemplo, para la protección contra fallas a tierra, el uso principal es la protección de corriente de secuencia cero, que se incluye en el cable neutro de tres transformadores de corriente conectados en estrella.
Cuando se utiliza el método de componentes simétricos, el circuito equivalente para cada uno de ellos se elabora por separado y luego se conectan entre sí en el lugar del cortocircuito. Por ejemplo, creemos un circuito equivalente para el circuito de la figura 7.1.
Sistema X1. =15 ohmios |
||
Sistema X0. =25 ohmios |
L1 25km AS-120 |
L2 35 kilómetros AS-95 |
T1 – 10000/110
Reino Unido = 10,5 T2 – 16000/110 Reino Unido = 10,5
Arroz. 7.1 Ejemplo de red para construir un circuito equivalente en componentes simétricas
Al calcular los parámetros de una línea de 110 kV y más para un circuito equivalente, generalmente se ignora la resistencia activa de la línea. La reactancia inductiva de secuencia positiva (X 1 ) de la línea según datos de referencia es igual a: AC-95 - 0,429 Ohm por km, AC-120 - 0,423 Ohm por km. Resistencia de secuencia cero para una línea con torsos de cable de acero
ellos mismos son iguales a 3 X 1, es decir respectivamente 0,429 3 = 1,287 y 0,423 3 = 1,269.
Definamos los parámetros de la línea:
L1 = 25 0,423 = 10,6 ohmios; |
L 1 = 25 1,269 = 31,7 ohmios |
||
L2 = 35 0,423 = 15,02 ohmios; |
L2 = 35 1,269 = 45,05 ohmios |
Determinemos los parámetros del transformador:
T1 10000kVA.
X 1 T 1 = 0,105 1152 10 = 138 ohmios;
X1T2 = 0,105 1152 16 = 86,8 ohmios; X0T2 = 86,8 ohmios
La resistencia de secuencia negativa en un circuito equivalente es igual a la resistencia de secuencia positiva.
Generalmente se supone que la resistencia de secuencia cero de los transformadores es igual a la resistencia de secuencia positiva. X 1 T = X 0 T. El transformador T1 no está incluido en el circuito equivalente de secuencia cero, ya que su neutro no está conectado a tierra.
Elaboramos un esquema de reemplazo. |
||||||||||||||||
X1C =X2C =15 ohmios |
X1Л1 =X2Л1 =10,6 Ohmios |
X1Л2 =X2Л1 =15,1 Ohmios |
||||||||||||||
X0C = 25 ohmios |
X0Л1 =31,7 ohmios |
X0Л2 =45,05 ohmios |
||||||||||||||
X1T1 =138 ohmios |
X1T2 =86,8 ohmios |
|||||||||||||||
X0T2 =86,8 ohmios |
||||||||||||||||
El cálculo de cortocircuitos trifásicos y bifásicos se realiza de la forma habitual, consulte la tabla 7.1. Tabla 7.1
resistencia hasta el mes |
Cortocircuito trifásico |
Cortocircuito bifásico |
||||||
ta cortocircuito X 1 ∑ = ∑ X 1 |
= (115 3) X 1 |
0,87I |
||||||
15+10,6 = 25,6 ohmios |
||||||||
25,6+15,1 = 40,7 ohmios |
||||||||
25,6+ 138=163,6 ohmios |
||||||||
40,7+86,8 =127,5 ohmios |
||||||||
Para calcular las corrientes de falla a tierra, es necesario utilizar el método de componentes simétricos. Según este método, las resistencias equivalentes de secuencia positiva, negativa y cero se calculan con respecto al punto de falla y se conectan en serie en el circuito equivalente para un solo fallas a tierra bifásicas Fig. 7.2, y en serie/paralelo para fallas a tierra bifásicas Fig. 7.2, b.
X1E |
X2E |
X0E |
|||||||||||||||||||||
X1E |
X2E |
||||||||||||||||||||||
X 0E I 0 |
|||||||||||||||||||||||
yo 0b |
|||||||||||||||||||||||
Arroz. 7.2. Diagrama de circuito para conectar resistencias equivalentes de secuencia positiva, negativa y cero para calcular las corrientes de cortocircuito a tierra:
a) – monofásico; b) – bifásico; c) – distribución de corrientes de secuencia cero entre dos puntos neutros de puesta a tierra.
Calculemos la falla a tierra, ver tablas 7.2, 7.3.
El circuito de secuencia positiva y negativa consta de una rama: desde la fuente de alimentación hasta el cortocircuito. En el circuito de secuencia cero hay 2 ramas de neutros puestos a tierra, que son fuentes de corriente de cortocircuito y deben conectarse en paralelo en el circuito equivalente. La resistencia de las ramas conectadas en paralelo está determinada por la fórmula:
X 3 = (X a X b) (X a + X b) |
||||||||||||
La distribución actual a lo largo de ramas paralelas está determinada por las fórmulas: |
||||||||||||
Yo a = Yo E X E X a; Yo en = I E X E |
||||||||||||
Tabla 7.2 Corrientes de cortocircuito monofásicas |
||||||||||||
X1E |
X2E |
X0 E = X0 a //X0 b * |
ÉL |
Ikz1 |
Iкз2 |
Ikz0 |
Ikz0a* |
Iкз0b |
hago cortocircuito |
|||
I1 +I2 +I0 |
||||||||||||
*Nota. La resistencia de dos secciones conectadas en paralelo del circuito de secuencia cero se determina mediante la fórmula 7.1.
**Nota. La corriente se distribuye entre dos secciones de la secuencia cero según la fórmula 7.2.
Tabla 7.3 Corrientes de cortocircuito a tierra bifásicas
X1E |
X2E |
X0E* |
X0-2E** = |
ÉL |
Yo KZ1 |
Cortocircuito 2 *** |
Yo KZ0 |
Cortocircuito 0 a **** |
Yo KZ0 b |
IKZ *****≈ |
|
X0 E //X2 |
I1 +½ (I2 +I0) |
||||||||||
*Nota. La resistencia de dos secciones del circuito homopolar conectadas en paralelo se determina mediante la fórmula 7.1, el cálculo se realiza en la Tabla 7.2.
**Nota. La resistencia de dos resistencias de secuencia cero y negativa conectadas en paralelo se determina mediante la fórmula 7.1.
***Nota. La corriente se distribuye entre dos resistencias de secuencia negativa y cero según la fórmula 7.2.
****Nota. La corriente se distribuye entre dos secciones de la secuencia cero según la fórmula 7.2.
*****Nota. La corriente de un cortocircuito a tierra de dos fases se indica mediante una fórmula aproximada, el valor exacto se determina geométricamente, ver más abajo.
Determinación de corrientes de fase después de calcular componentes simétricos.
En un cortocircuito monofásico, toda la corriente de cortocircuito fluye por la fase dañada; en las fases restantes no circula corriente. Las corrientes de todas las secuencias son iguales entre sí.
Para cumplir con tales condiciones, los componentes simétricos se organizan de la siguiente manera (Fig. 7.3):
yo 1 |
yo 2 |
Yo a 0 Yo b 0 Yo c 0 |
yo 0 |
||||||||||
yo 2 |
|||||||||||||
Ib 1 |
yo 2 |
yo 1 |
|||||||||||
IC 1 |
Ib 2 |
||||||||||||
corrientes continuas |
Corrientes inversas |
Corrientes cero |
IC 1 |
Ib 1 |
|||||||||
yo 0 |
Ib 0 |
||||||||||||
secuencial |
secuencial |
secuencial |
yo 2 |
||||||||||
Ib 2 |
|||||||||||||
Fig.7.3. Diagramas vectoriales para componentes simétricos con cortocircuito monofásico.
Para un cortocircuito monofásico, las corrientes son I1 = I2 = I0. En la fase dañada son iguales en magnitud y coinciden en fase. En fases no dañadas, corrientes iguales de todas las secuencias forman un triángulo equilátero y la suma resultante de todas las corrientes es 0.
En caso de cortocircuito a tierra de dos fases, la corriente en una fase no dañada es cero. La corriente de secuencia positiva es igual a la suma de las corrientes de secuencia cero y negativa con signo opuesto. Con base en estas disposiciones, construimos las corrientes de los componentes simétricos (Fig. 7.4):
yo 1 |
yo 1 |
yo 2 |
||||||||||||
yo 2 |
Ib 2 |
|||||||||||||
yo 0 |
||||||||||||||
Yo a 0 Yo b 0 Yo c 0 |
yo 2 |
Ib 2 |
||||||||||||
yo 1 |
Ib 1 |
yo 2 |
||||||||||||
yo 0 |
yo 1 |
Ib 1 |
Ib 0 |
|||||||||||
Arroz. 7.4 Diagramas vectoriales de componentes simétricos de corrientes de falla bifásicas a tierra.
Del diagrama construido se puede ver que las corrientes de fase durante fallas a tierra son bastante difíciles de construir, ya que el ángulo de la corriente de fase difiere del ángulo de los componentes simétricos. Debe construirse gráficamente o utilizar proyecciones ortogonales. Sin embargo, con suficiente precisión para la práctica, el valor actual se puede determinar mediante una fórmula simplificada:
Si f = Yo 1 + 1 2 (Yo 2 + Yo 0 ) = 1,5 Yo 1 |
Las corrientes en la Tabla 7.3 se calculan usando esta fórmula.
Si comparamos las corrientes de un cortocircuito bifásico a tierra según la Tabla 7.3 con las corrientes de un cortocircuito bifásico y trifásico según la Tabla 7.1, podemos concluir que las corrientes de un cortocircuito bifásico -circuito a tierra son ligeramente inferiores a la corriente de un cortocircuito bifásico a tierra, por lo que la sensibilidad de la protección debe estar determinada por la corriente de un cortocircuito bifásico. Las corrientes de cortocircuito trifásicas son correspondientemente mayores que las corrientes de cortocircuito bifásicas en
tierra, por lo tanto, la determinación de la corriente máxima de cortocircuito para configurar la protección se realiza mediante un cortocircuito trifásico. Esto significa que para los cálculos de protección no se necesita la corriente de cortocircuito a tierra de dos fases y no es necesario contarla. La situación cambia algo al calcular las corrientes de cortocircuito en los buses de centrales eléctricas potentes, donde la resistencia de secuencia negativa y cero es menor que la resistencia de secuencia directa. Pero esto no tiene nada que ver con las redes de distribución y, en el caso de las centrales eléctricas, las corrientes se calculan en una computadora mediante un programa especial.
7.3 EJEMPLOS DE SELECCIÓN DE EQUIPOS PARA SOBRELÍNEAS SIN SALIDA 110-220 kilovoltios
Esquema 7.1. Línea aérea sin salida 110-220 kilovoltios. No hay energía de PS1 y PS2. T1 PS1 está conectado a través de un separador y un cortocircuito. T1 PS2 se enciende mediante un interruptor. El lado neutro del HV T1 PS2 está conectado a tierra, mientras que en el PS1 está aislado. Requisitos mínimos de protección:
Opción 1 . Se debe utilizar una protección de tres etapas contra cortocircuitos entre fases (la primera etapa, sin retardo, se configura contra cortocircuitos en los buses PS2 HV, la segunda, con un breve retardo, contra cortocircuitos en los buses PS1 y PS2 BT, la tercera etapa es de máxima protección). Protección de falla a tierra - 2 etapas (la primera etapa, sin retardo, se desintoniza de la corriente enviada a los buses por el transformador puesto a tierra PS2, la segunda etapa con retardo, asegurando su coordinación con las protecciones de la red externa, pero no desafinado por la corriente de cortocircuito enviada por el transformador PS2). Se debe aplicar un reconectador automático de dos disparos o de una sola vez. Las etapas sensibles deben acelerarse durante el recierre. Las protecciones provocan un fallo del interruptor de la subestación de suministro. Los requisitos adicionales incluyen protección contra fallas de fase, determinación de la ubicación de una falla en una línea aérea y monitoreo de la vida útil del disyuntor.
Opcion 2. A diferencia de la primera, la protección contra falla a tierra es direccional, lo que permite no ajustarla a partir de la corriente de cortocircuito inversa y, así, realizar una protección más sensible y sin demora. De esta manera, es posible proteger toda la línea sin ningún retraso.
Nota: Este y los siguientes ejemplos no proporcionan recomendaciones precisas sobre la elección de la configuración de protección; las referencias a la configuración de la protección se utilizan para justificar la elección de los tipos de protección. En condiciones reales se puede aplicar una configuración de protección diferente, que es la que se debe determinar durante un diseño específico. Las protecciones podrán ser sustituidas por otro tipo de dispositivos de protección que tengan características adecuadas.
El conjunto de protecciones, como ya se mencionó, debe constar de 2 conjuntos. La protección se puede implementar en 2 dispositivos seleccionados entre:
MiCOM P121, P122, P123, P126, P127 de ALSTOM,
F 60, F650 de GE
dos relés REF 543 de ABB – seleccionados 2 modificaciones adecuadas,
7SJ 511, 512, 531, 551 SIEMENS – seleccionable 2 modificaciones adecuadas,
dos relés SEL 551 de SEL.
Esquema 7.2. Tránsito en circuito abierto en la subestación 3.
En la subestación 2 ingresa una línea aérea de doble circuito, cuyos tramos operan en paralelo. Es posible transferir el corte a PS2 en modo de reparación.
EN En este caso, el interruptor de sección en PS3 está activado. El tránsito se cierra sólo durante el tiempo de conmutación y, a la hora de elegir la protección, no se tiene en cuenta su cortocircuito. Un transformador con un neutro puesto a tierra está conectado a la sección 1 de PS3. No existe una fuente de corriente para un cortocircuito monofásico en las subestaciones 2 y 3. Por lo tanto, la protección del lado sin potencia sólo funciona en “cascada”, después de desconectar la línea del lado de potencia. A pesar de la falta de potencia en el lado opuesto, la protección debe ser direccional tanto para faltas a tierra como para cortocircuitos entre fases. Esto permite que el lado receptor identifique correctamente la línea dañada.
EN En general, para proporcionar protección selectiva con retardos cortos, especialmente en líneas cortas, es necesario utilizar protección de cuatro etapas, cuyas configuraciones se seleccionan de la siguiente manera: 1 etapa se ajusta desde cortocircuito
V final de la línea, la 2ª etapa está coordinada con la primera etapa de la línea paralela en la cascada y la primera etapa de la línea adyacente, la 3ª etapa está coordinada con las segundas etapas de estas líneas aéreas. Al coordinar la protección con una línea adyacente, se tiene en cuenta la que tiene dos modos: en el primer tramo - 1 línea aérea, en el segundo tramo - 2, lo que endurece significativamente la protección. Estas tres etapas protegen la línea, y la última, cuarta etapa, reserva el área adyacente. A la hora de coordinar las protecciones en el tiempo se tiene en cuenta la duración del fallo del interruptor, lo que aumenta el retardo temporal de las protecciones coordinadas mientras dure el fallo del interruptor. Al elegir los ajustes de protección actuales, se deben ajustar a la carga total de las dos líneas, ya que una de las líneas aéreas paralelas puede desconectarse en cualquier momento y toda la carga se conectará a una línea aérea.
EN Como parte de los dispositivos de protección, ambos conjuntos de protecciones deben ser direccionales. Se pueden aplicar las siguientes opciones de protección:
MiCOM, P127 y P142 de ALSTOM,
F60 y F650 de GE,
dos relés REF 543 de ABB - se seleccionan modificaciones direccionales,
relés 7SJ512 y 7SJ 531 de SIEMENS,
dos relés SEL 351 de SEL.
En algunos casos, por razones de sensibilidad, desintonización de corrientes de carga o para garantizar un funcionamiento selectivo, puede ser necesario utilizar un mando a distancia.
Z = LZ
protección adicional. Para ello se sustituye una de las protecciones por otra remota. La protección de distancia se puede aplicar:
MiCOM P433, P439, P441 de ALSTOM,
D30 de GE,
REL 511 de ABB: se seleccionan modificaciones direccionales,
relé 7SA 511 o 7SA 513 de SIEMENS,
relé SEL 311 de SEL.
7.4. PROTECCIÓN REMOTA
Objeto y principio de funcionamiento.
La protección de distancia es una protección compleja direccional o no direccional con relativa selectividad, realizada mediante relés de resistencia mínima que responden a la resistencia de la línea hasta el punto de falla, que es proporcional a la distancia, es decir. distancias. De aquí procede el nombre de protección de distancia (DP). Las protecciones de distancia responden a fallas entre fases (excepto fallas basadas en microprocesador). Para el correcto funcionamiento de la protección de distancia, es necesario contar con circuitos de corriente desde la conexión del TC y circuitos de tensión desde el TT. En ausencia o mal funcionamiento de los circuitos de voltaje, es posible un funcionamiento excesivo del control remoto durante un cortocircuito en áreas adyacentes.
En redes de configuración compleja con varias fuentes de alimentación, una protección de sobrecorriente simple y direccional (NTZ) no puede garantizar una desconexión selectiva de cortocircuitos. Entonces, por ejemplo, con un cortocircuito en W 2 (Fig. 7.5), NTZ 3 debería actuar más rápido que RZ I, y con un cortocircuito en W 1, por el contrario, NTZ 1 debería actuar más rápido que RZ 3. Estos Con la ayuda de NTZ no se pueden cumplir requisitos contradictorios. Además, MTZ y NTZ a menudo no cumplen los requisitos de velocidad y sensibilidad. La desconexión selectiva de cortocircuitos en redes en anillo complejas se puede lograr mediante la protección por relé remoto (RD).
El retardo de tiempo DZ t 3 depende de la distancia (distancia) t 3 = f (L PK) (Fig. 7.5) entre
la ubicación de instalación de la protección del relé (punto P) y el punto de cortocircuito (K), es decir, L PK, y aumenta al aumentar este
aésima distancia. La teledetección más cercana al lugar del daño tiene un retraso de tiempo más corto que la teledetección más distante.
Por ejemplo, durante un cortocircuito en el punto K1 (Fig. 7.6), D32, ubicado más cerca del lugar de la falla, opera con un retraso de tiempo más corto que el D31 más distante. Si también se produce un cortocircuito en el punto K2, entonces la duración de la acción de D32 aumenta y el cortocircuito se desactiva selectivamente mediante la protección de detección remota más cercana al lugar del daño.
El elemento principal del control remoto es el elemento de medición remota (MR), que determina la distancia del cortocircuito desde el lugar de instalación del relé de protección. Los relés de resistencia (PC) se utilizan como DO, reaccionando a la resistencia total, reactiva o activa del tramo dañado de la línea eléctrica (Z, X, R).
La resistencia de la fase de la línea eléctrica desde el lugar de instalación del relé P hasta el punto de cortocircuito (punto K) es proporcional a la longitud de esta sección, ya que el valor de la resistencia al punto de cortocircuito es igual a la longitud
sección multiplicada por la resistividad de la línea: sp. .
Por lo tanto, el comportamiento del elemento remoto que reacciona a la resistencia de la línea depende de la distancia al lugar de la falla. Dependiendo del tipo de resistencia al que reacciona el DO (Z, X o R), el DZ se divide en RE de resistencia total, reactiva y activa. Relés de resistencia utilizados en control remoto para determinar la co-
resistencia Z PK al punto de cortocircuito, controle el voltaje y la corriente en la ubicación del control remoto (Fig. 7.7.).
∆ – protección de distancia
A Los terminales de PC se suministran con valores secundarios. U P e I P de TN y CT. El relé está diseñado de manera que su comportamiento generalmente depende de la relación entre U P e I P. Esta relación es cierta resistencia Z P . Durante el cortocircuito Z P = Z PK y con ciertos valores de Z PK, se activa la PC; reacciona a una disminución de Z P, ya que durante un cortocircuito U P disminuye
cambia y el IP aumenta. El valor más alto al que opera la PC se llama resistencia de operación del relé Z cp.
Z p = U p I p ≤ Z cp |
Para asegurar la selectividad en redes de configuraciones complejas sobre líneas eléctricas con alimentación de doble cara, las faltas deben ser dirigidas, actuando cuando la potencia de cortocircuito se dirige desde los buses a las líneas eléctricas. La direccionalidad de la acción de la falla se asegura con la ayuda de RNM adicionales o el uso de PC direccionales capaces de responder a la dirección de la potencia de falla.
Características de la dependencia del tiempo. |
||||
Arroz. 7.7. Conexión de circuitos de corriente y |
sin protección de distancia t = f (L |
|||
resistencia del relé de voltaje |
||||
a – inclinado; b – escalonado; c – combinado |
||||
Características del retardo de tiempo |
protección de distancia |
|||
La dependencia del tiempo de acción del DS de la distancia o resistencia al lugar de la falla t 3 = f (L PK) o t 3 = f (Z PK) se denomina característica de retardo de tiempo del DS. Por ha-
Según la naturaleza de esta dependencia, los PD se dividen en tres grupos: con características crecientes (pendientes) del tiempo de acción, características escalonadas y combinadas.
(Figura 7.8). Los PD escalonados funcionan más rápido que los PD con características inclinadas y combinadas y, por regla general, tienen un diseño más simple. La teledetección con una característica escalonada de producción de ChEAZ generalmente se llevaba a cabo en tres pasos de tiempo, correspondientes a tres zonas de acción de la teledetección (Fig. 7.8, b). Las protecciones de microprocesadores modernos tienen 4, 5 o 6 niveles de protección. Los relés con característica inclinada se desarrollaron específicamente para redes de distribución (por ejemplo, DZ-10).
Principios de protección selectiva de la red mediante dispositivos de protección a distancia.
En líneas eléctricas con suministro de energía de doble cara, los PD se instalan en ambos lados de cada línea eléctrica y deben actuar al dirigir la energía desde los buses a la línea eléctrica. Los relés remotos que funcionan en un sentido de potencia deben coordinarse entre sí en tiempo y área de cobertura para garantizar la desconexión selectiva del cortocircuito. En el esquema considerado (Fig. 7.9.), D31, teledetección, D35 y D36, D34, D32 son consistentes entre sí.
Teniendo en cuenta que las primeras etapas del control remoto no tienen retardo de tiempo (t I = 0), según la condición de selectividad, no deben operar fuera de la línea eléctrica protegida. En base a esto, la longitud de la primera etapa, que no tiene un retraso de tiempo (t I = 0), se toma menos que la longitud de la línea eléctrica protegida y generalmente es de 0,8 a 0,9 veces la longitud de la línea eléctrica. El resto de la línea eléctrica protegida y las barras de la subestación opuesta se encuentran cubiertas por la segunda etapa de protección de esta línea eléctrica. La duración y el retraso de la segunda etapa son consistentes (generalmente) con la duración y el retraso de la primera etapa de la detección remota de la siguiente sección. Por ejemplo, el segundo estudiante
Fig.7.9 Coordinación de retardos de tiempo de protección de relé remoto con una característica de paso:
∆ z – error del relé de distancia; ∆ t – nivel de selectividad
La última tercera etapa de la protección remota es de respaldo, su longitud se selecciona de la condición de cubrir la siguiente sección, en caso de falla de su protección protectora o disyuntor. Tiempo de exposición
Se considera que el valor es ∆ t mayor que la duración de la segunda o tercera zona de teledetección de la siguiente sección. En este caso, el área de cobertura de la tercera etapa deberá construirse desde el final de la segunda o tercera zona del siguiente tramo.
Estructura de protección de línea mediante protección de distancia.
En los sistemas de energía domésticos, DZ se usa para la acción durante cortocircuitos entre fases, y para la acción durante cortocircuitos monofásicos, se usa una protección contra sobrecorriente (NP) de secuencia cero escalonada más simple. La mayoría de los equipos con microprocesadores cuentan con protección de distancia válida para todo tipo de daños, incluidas las fallas a tierra. El relé de resistencia (RS) está conectado a través del VT y CT a los voltajes primarios en
el inicio de la línea eléctrica protegida. Tensión secundaria en terminales PC: U p = U pn K II, y corriente secundaria: I p = I pn K I.
La resistencia en los terminales de entrada del relé está determinada por la expresión.
El transporte ininterrumpido y fiable de electricidad a los consumidores es una de las principales tareas que resuelven constantemente los ingenieros energéticos. Para ello se han creado redes eléctricas compuestas por subestaciones de distribución y líneas eléctricas que las conectan. Para mover energía a largas distancias, se utilizan soportes de los que se suspenden los cables de conexión. Están aislados entre ellos y el suelo por una capa de aire ambiental. Estas líneas se denominan líneas aéreas debido al tipo de aislamiento.
Si la distancia de la línea de transporte es corta o por razones de seguridad es necesario ocultar la línea eléctrica en el suelo, entonces se utilizan cables.
Las líneas eléctricas aéreas y de cable están constantemente bajo voltaje, cuya magnitud está determinada por la estructura de la red eléctrica.
Propósito de la protección del relé de línea eléctrica
Si el aislamiento de cualquier parte de un cable o de una línea eléctrica aérea larga se daña, el voltaje aplicado a la línea crea una fuga o una corriente de cortocircuito a través del área dañada.
Las causas de una falla del aislamiento pueden ser varios factores que pueden eliminarse por sí solos o continuar con sus efectos destructivos. Por ejemplo, una cigüeña que volaba entre los cables de una línea eléctrica aérea creó un cortocircuito entre fases con sus alas y se quemó cuando cayó cerca.
O un árbol que crecía muy cerca del soporte fue arrastrado hacia los cables por una ráfaga de viento durante una tormenta y los cortocircuitó.
En el primer caso, el cortocircuito ocurrió por un corto período de tiempo y desapareció, y en el segundo, la falla de aislamiento es de larga duración y requiere eliminación por parte del personal de servicio eléctrico.
Estos daños pueden causar grandes daños a las empresas energéticas. Las corrientes de los cortocircuitos resultantes tienen una enorme energía térmica que puede quemar no sólo los cables de las líneas de suministro, sino también destruir los equipos eléctricos en las subestaciones de suministro.
Por estos motivos, todos los daños que se produzcan en las líneas eléctricas deben eliminarse de inmediato. Esto se logra eliminando el voltaje de la línea dañada en el lado de suministro. Si dicha línea eléctrica recibe energía de ambos lados, entonces ambos deben desconectar el voltaje.
Las funciones de monitorear constantemente los parámetros eléctricos del estado de todas las líneas eléctricas y eliminar el voltaje de ellas en todos los lados en caso de situaciones de emergencia se asignan a sistemas técnicos complejos, que tradicionalmente se denominan protección por relé.
El adjetivo "relé" proviene de una base de elementos basada en relés electromagnéticos, cuyos diseños surgieron con la aparición de las primeras líneas eléctricas y se están mejorando hasta el día de hoy.
Los dispositivos de protección modulares, ampliamente introducidos en la práctica de los ingenieros de energía, aún no excluyen la sustitución completa de los dispositivos de relé y, según la tradición establecida, también se incluyen en los dispositivos de protección de relés.
Principios del diseño de protección de relés.
Organismos de seguimiento de la red
Para monitorear los parámetros eléctricos de las líneas eléctricas, es necesario contar con dispositivos de medición que sean capaces de monitorear constantemente cualquier desviación del modo normal en la red y, al mismo tiempo, cumplir con las condiciones de operación segura.
En líneas eléctricas de todos los voltajes, esta función está asignada a los transformadores de medida. Se dividen en transformadores:
actual (TC);
tensión (TT).
Dado que la calidad del funcionamiento de la protección es de suma importancia para la confiabilidad de todo el sistema eléctrico, se imponen mayores requisitos de precisión de funcionamiento a la medición de CT y TT, que están determinados por sus características metrológicas.
Las clases de precisión de los transformadores de instrumentos para uso en dispositivos de automatización y protección de relés (protección de relés y automatización) están estandarizadas por los valores "0,5", "0,2" y "P".
Transformadores de tensión
En la siguiente imagen se muestra una vista general de la instalación de transformadores de tensión en una línea aérea de 110 kV.
Aquí puede ver que los TT no están instalados en ningún lugar a lo largo de una línea larga, sino en el cuadro de una subestación eléctrica. Cada transformador está conectado con sus terminales primarios al cable de línea aérea correspondiente y al circuito de tierra.
El voltaje convertido por los devanados secundarios sale a través de los interruptores 1P y 2P a lo largo de los núcleos correspondientes del cable de alimentación. Para su uso en dispositivos de protección y medida, los devanados secundarios se conectan en configuración estrella y triángulo, como se muestra en la imagen para TN-110 kV.
Para reducir y operar con precisión la protección del relé, se utiliza un cable de alimentación especial y se imponen mayores requisitos a su instalación y operación.
Los transformadores de tensión de medición se crean para cada tipo de tensión de línea eléctrica y se pueden conectar según diferentes circuitos para realizar determinadas tareas. Pero todos funcionan según un principio general: convertir el valor lineal del voltaje de la línea eléctrica en un valor secundario de 100 voltios con copia exacta y resaltar todas las características de los armónicos primarios en una escala determinada.
La relación de transformación VT está determinada por la relación de los voltajes lineales de los circuitos primario y secundario. Por ejemplo, para la línea aérea de 110 kV considerada, se escribe de la siguiente manera: 110000/100.
Transformadores de corriente de instrumentos
Estos dispositivos también convierten la carga primaria de la línea en valores secundarios con la máxima repetición de todos los cambios en los armónicos de la corriente primaria.
Para facilitar la operación y el mantenimiento de los equipos eléctricos, también se montan en aparamentas de subestaciones.
Se incluyen en un circuito de línea aérea de manera diferente a los TT: con su devanado primario, que generalmente está representado por una sola espira en forma de conductor de corriente continua, simplemente cortan cada cable de fase de la línea. Esto se puede ver claramente en la foto de arriba.
La relación de transformación CT está determinada por la relación de elección de valores nominales en la etapa de diseño de la línea de transmisión de energía. Por ejemplo, si una línea eléctrica está diseñada para transportar corrientes de 600 amperios y se eliminarán 5 A en el lado secundario del CT, entonces se utiliza la designación 600/5.
En el sector energético, existen dos estándares para los valores de corriente secundaria que se utilizan:
5 A para todos los TI hasta 110 kV inclusive;
1 A para líneas de 330 kV y superiores.
Los devanados secundarios del CT están conectados para su conexión a dispositivos de protección según diferentes esquemas:
estrella llena;
estrella incompleta;
triángulo.
Cada conexión tiene sus propias características específicas y se utiliza para ciertos tipos de protección de diferentes maneras. En la imagen se muestra un ejemplo de conexión de transformadores de corriente de línea y devanados de relé de corriente en un circuito en estrella completo.
Este filtro de armónicos más simple y común se utiliza en muchos esquemas de protección de relés. En él, las corrientes de cada fase están controladas por un relé individual del mismo nombre, y la suma de todos los vectores pasa a través de un devanado conectado a un cable neutro común.
El método de uso de transformadores de medición de corriente y voltaje permite transferir con precisión los procesos primarios que ocurren en los equipos de energía a un circuito secundario para su uso en el hardware de protección de relés y la creación de algoritmos para el funcionamiento de dispositivos lógicos para eliminar procesos de emergencia en los equipos. .
Órganos para procesar la información recibida.
En la protección de relés, el principal elemento de trabajo es el relé, un dispositivo eléctrico que realiza dos funciones principales:
monitorea la calidad del parámetro controlado, por ejemplo, la corriente, y en modo normal mantiene de manera estable y no cambia el estado de su sistema de contactos;
al alcanzar un valor crítico, llamado punto de ajuste o umbral de respuesta, cambia instantáneamente la posición de sus contactos y permanece en este estado hasta que el valor controlado regresa a la zona de valores normales.
Los principios de formación de circuitos para conectar relés de corriente y tensión a circuitos secundarios ayudan a comprender la representación de armónicos sinusoidales mediante cantidades vectoriales con su representación en el plano complejo.
La parte inferior de la imagen muestra un diagrama vectorial de un caso típico de distribución de sinusoides en tres fases A, B, C durante el modo de funcionamiento de suministro de energía a los consumidores.
Monitoreo del estado de los circuitos de corriente y voltaje.
Parcialmente, el principio de procesamiento de señales secundarias se muestra en el diagrama para conectar CT y devanados de relé de acuerdo con un circuito de estrella y TT completo en ORU-110. Este método le permite ensamblar vectores de la forma que se muestra a continuación.
Encender el devanado del relé en cualquiera de los armónicos de estas fases permite controlar completamente los procesos que ocurren en él y apagar el circuito en caso de accidente. Para hacer esto, basta con utilizar los diseños adecuados de dispositivos de relé de corriente o voltaje.
Los esquemas dados son un caso especial del uso diverso de varios filtros.
Métodos para controlar la energía que pasa a través de una línea.
Los dispositivos de protección de relés controlan la cantidad de energía en función de las lecturas de los mismos transformadores de corriente y voltaje. En este caso se utilizan fórmulas y relaciones conocidas entre las potencias totales, activas y reactivas y sus valores expresados a través de vectores de corrientes y tensiones.
Aquí se tiene en cuenta que el vector de corriente está formado por la fem aplicada a la resistencia de la línea y supera por igual sus partes activa y reactiva. Pero en este caso se produce una caída de tensión en zonas con componentes Ua y Up según las leyes descritas por el triángulo de tensión.
La energía se puede transferir de un extremo de la línea al otro e incluso cambiar su dirección cuando se transporta electricidad.
Los cambios en su dirección surgen como resultado de:
conmutación de cargas por parte del personal operativo;
fluctuaciones de energía en el sistema debido a la influencia de procesos transitorios y otros factores;
aparición de condiciones de emergencia.
Los relés de potencia (RM) que funcionan como parte de la protección y automatización de relés tienen en cuenta las fluctuaciones en sus direcciones y están configurados para funcionar cuando se alcanza un valor crítico.
Formas de controlar la resistencia de la línea.
Los dispositivos de protección de relés que estiman la distancia hasta la ubicación de un cortocircuito basándose en la medición de la resistencia eléctrica se denominan protección de distancia o, para abreviar, protección remota. También utilizan circuitos transformadores de corriente y tensión en su trabajo.
Para medir la resistencia se utiliza la descrita para la sección del circuito considerada.
Cuando una corriente sinusoidal pasa a través de reactores activos, capacitivos e inductivos, el vector de caída de voltaje a través de ellos se desvía en diferentes direcciones. Esto se tiene en cuenta en el comportamiento de la protección del relé.
Numerosos tipos de relés de resistencia (RS) funcionan según este principio en dispositivos de automatización y protección de relés.
Formas de controlar la frecuencia en una línea.
Para mantener la estabilidad del período de oscilación de la corriente armónica transmitida a lo largo de la línea eléctrica, se utilizan relés de control de frecuencia. Funcionan según el principio de comparar una sinusoide de referencia generada por un generador incorporado con la frecuencia obtenida de los transformadores de medida de línea.
Después de procesar estas dos señales, el relé de frecuencia determina la calidad del armónico controlado y, cuando se alcanza el valor establecido, cambia la posición del sistema de contactos.
Características de monitoreo de parámetros de línea con protecciones digitales.
Los desarrollos de microprocesadores que están reemplazando a las tecnologías de relés tampoco pueden funcionar sin valores secundarios de corrientes y voltajes, que se toman de los transformadores de instrumentos CT y VT.
Para operar las protecciones digitales, la información sobre la sinusoide secundaria se procesa mediante métodos de muestreo, que consisten en superponer una alta frecuencia a una señal analógica y fijar la amplitud del parámetro controlado en la intersección de las gráficas.
Debido al pequeño paso de muestreo, los métodos de procesamiento rápido y el uso del método de aproximación matemática, se obtiene una alta precisión en la medición de corrientes y voltajes secundarios.
Los valores digitales calculados de esta manera se utilizan en el algoritmo de funcionamiento de los dispositivos con microprocesador.
Parte lógica de la protección y automatización de relés.
Después de que los valores primarios de corrientes y voltajes transmitidos a lo largo de las líneas eléctricas sean modelados por transformadores de instrumentos, seleccionados para su procesamiento mediante filtros y percibidos por los órganos sensibles de los dispositivos de relé de corriente, voltaje, potencia, resistencia y frecuencia, es el turno de circuitos de relé lógicos para operar.
Su diseño se basa en relés que funcionan desde una fuente adicional de tensión continua, rectificada o alterna, que también se denomina operativa, y los circuitos alimentados por ella están operativos. Este término tiene un significado técnico: haga sus cambios muy rápidamente, sin demoras innecesarias.
La velocidad de cierre de una situación de emergencia y, en consecuencia, el grado de sus consecuencias destructivas depende en gran medida de la velocidad de funcionamiento del circuito lógico.
Según la forma en que realizan sus tareas, los relés que operan en circuitos operativos se denominan intermedios: reciben una señal del elemento de protección de medición y la transmiten conmutando sus contactos a los órganos ejecutivos: relés de salida, solenoides, electroimanes para apagar o girar. en los interruptores de alimentación.
Los relés intermedios suelen tener varios pares de contactos que funcionan para cerrar o abrir un circuito. Se utilizan para la reproducción simultánea de comandos entre diferentes dispositivos de protección de relés.
Con bastante frecuencia se introduce un retardo de tiempo en el algoritmo de funcionamiento de las protecciones de relé para garantizar el principio de selectividad y la formación de una secuencia para un algoritmo determinado. Bloquea el funcionamiento de la protección mientras dure el ajuste.
Esta entrada de retardo se crea mediante relés de tiempo especiales (RT), que tienen un mecanismo de reloj que afecta la velocidad de funcionamiento de sus contactos.
La parte lógica de la protección por relé utiliza uno de los muchos algoritmos creados para diferentes casos que pueden surgir en una línea eléctrica de una configuración y voltaje específicos.
A modo de ejemplo, podemos dar sólo algunos de los nombres del funcionamiento de la lógica de dos protecciones de relé basadas en el control de la corriente de la línea eléctrica:
corte de corriente (designación de velocidad) sin retardo de tiempo o con retardo (asegurando la selectividad de la RF) teniendo en cuenta la dirección de la potencia (debido al relé RM) o sin él;
protección contra la sobretensión, que puede equiparse con los mismos controles que un corte, con o sin control de la tensión mínima en la línea.
El funcionamiento de la lógica de protección de relés a menudo incluye elementos de automatización de varios dispositivos, por ejemplo:
recierre monofásico o trifásico del disyuntor de potencia;
encender la energía de respaldo;
aceleración;
descarga de frecuencia.
La parte lógica de la protección de línea se puede realizar en un pequeño compartimento de relés directamente encima del interruptor de alimentación, típico de aparamenta exterior con tensiones de hasta 10 kV, o ocupar varios paneles de 2x0,8 m en la sala de relés.
Por ejemplo, la lógica de protección de una línea de 330 kV se puede colocar en paneles de protección separados:
reservar;
DZ - remoto;
DFZ - fase diferencial;
HFB - bloqueo de alta frecuencia;
OAPV;
aceleración.
Circuitos de salida
El último elemento de protección del relé de línea es el circuito de salida. Su lógica también se basa en el uso de relés intermedios.
Los circuitos de salida forman el orden de funcionamiento de los interruptores de línea y determinan la interacción con conexiones adyacentes, dispositivos (por ejemplo, falla del interruptor, apagado de respaldo) y otros elementos de protección del relé.
Las protecciones de línea simples pueden tener un solo relé de salida, cuyo funcionamiento provoca el disparo del disyuntor. En sistemas complejos de protección ramificada, se crean circuitos lógicos especiales que funcionan según un algoritmo específico.
La eliminación final de tensión de la línea en caso de emergencia se realiza mediante un interruptor de alimentación, que es accionado por la fuerza de un electroimán de apagado. Para su funcionamiento se suministran circuitos de alimentación especiales que pueden soportar cargas potentes. ki.
Quejarse
Sección 3. Protección y automatización
Capítulo 3.2. Protección de relé
Protección de líneas aéreas en redes con una tensión de 110-500 kV con neutro efectivamente puesto a tierra
3.2.106. Para líneas en redes de 110-500 kV con neutro efectivamente puesto a tierra, se deben proporcionar dispositivos de protección de relés contra fallas multifásicas y fallas a tierra.
3.2.107. Las protecciones deben estar equipadas con dispositivos que bloqueen su acción durante las oscilaciones, si en la red son posibles oscilaciones o movimientos asincrónicos, durante los cuales son probables operaciones excesivas de protección. Se permite realizar la protección sin dispositivos de bloqueo si se ajusta contra oscilaciones a tiempo (aproximadamente 1,5-2 s).
3.2.108. Para líneas de 330 kV y superiores, se debe proporcionar protección como la principal, actuando sin demora durante un cortocircuito en cualquier punto del área protegida.
Para líneas con una tensión de 110-220 kV, la cuestión del tipo de protección principal, incluida la necesidad de utilizar protección que actúe sin demora durante un cortocircuito en cualquier punto del área protegida, debe resolverse principalmente teniendo en cuenta la Requisito para mantener la estabilidad del sistema eléctrico. Además, si, de acuerdo con los cálculos de estabilidad del funcionamiento del sistema eléctrico, no se imponen otros requisitos más estrictos, se puede aceptar que el requisito especificado, por regla general, se cumple en cortocircuitos trifásicos, en los que el la tensión residual en los autobuses de las centrales eléctricas y subestaciones es inferior a 0,6-0, 7 Ud. nom, apague sin demora. Valor de tensión residual inferior (0,6 Ud. nom) se puede permitir para líneas de 110 kV, líneas menos críticas de 220 kV (en redes altamente ramificadas donde la energía a los consumidores se suministra de manera confiable desde varios lados), así como para líneas más críticas de 220 kV en los casos en que el cortocircuito en cuestión no no dar lugar a una carga de descarga significativa.
A la hora de elegir el tipo de protección instalada en líneas de 110-220 kV, además del requisito de mantener la estabilidad del sistema eléctrico, se debe tener en cuenta lo siguiente:
1. En líneas de 110 kV y superiores que salen de la central nuclear, así como en todos los elementos de la red adyacente, en las que, durante cortocircuitos multifásicos, la tensión residual de secuencia positiva en el lado de mayor tensión de la central nuclear unidades de central eléctrica pueden disminuir a más de 0,45 del valor nominal, redundancia de protecciones de alta velocidad con un retardo de tiempo no superior a 1,5 s teniendo en cuenta la acción del fallo del interruptor.
2. Las averías cuya desconexión con un retraso puede provocar una interrupción del funcionamiento de los consumidores críticos deben desconectarse sin demora (por ejemplo, averías en las que la tensión residual en los buses de las centrales eléctricas y subestaciones estar por debajo de 0,6 Ud. nom, si apagarlos con un retardo de tiempo puede provocar una autodescarga por avalancha de tensión, o daños con una tensión residual de 0,6 Ud. nom o más, si apagarlos con un retraso puede provocar una interrupción de la tecnología).
3. Si es necesario realizar un reenganche automático de alta velocidad, se deberá instalar una protección de alta velocidad en la línea, asegurando que la línea averiada se desconecte sin retardo en ambos lados.
4. Al desconectar con retardo de fallas con corrientes varias veces superiores a la corriente nominal, es posible un sobrecalentamiento inaceptable de los conductores.
Está permitido utilizar protección de alta velocidad en redes complejas y en ausencia de las condiciones indicadas anteriormente, si es necesario para garantizar la selectividad.
3.2.109. Al evaluar el cumplimiento de los requisitos de estabilidad, con base en los valores de tensión residual según 3.2.108, es necesario guiarse por lo siguiente:
1. Para una conexión única entre centrales o sistemas de energía, se deberá verificar la tensión residual especificada en 3.2.108 en los buses de las subestaciones y centrales incluidas en esta conexión, con cortocircuito en las líneas que se extienden desde estos buses, excepto para las líneas que forman la conexión; para una única conexión que contenga parte de los tramos con líneas paralelas - también con un cortocircuito en cada una de estas líneas paralelas.
2. Si existen varias conexiones entre centrales o sistemas de energía, se deberá verificar el valor de la tensión residual especificada en 3.2.108 en los buses de únicamente aquellas subestaciones o centrales donde se conecten estas conexiones, en caso de cortocircuito. en las conexiones y en otras líneas alimentadas desde estos buses, así como en líneas alimentadas por buses de subestaciones de comunicación.
3. La tensión residual debe comprobarse durante un cortocircuito al final de la zona cubierta por la primera etapa de protección en el modo de disparo por falla en cascada, es decir, después de disparar el disyuntor desde el extremo opuesto de la línea por protección sin tiempo. demora.
3.2.110. En líneas simples con suministro de energía unidireccional de fallas polifásicas, se debe instalar protección de corriente de paso o protección de corriente y voltaje de paso. Si dichas protecciones no cumplen con los requisitos de sensibilidad o velocidad de apagado por falla (ver 3.2.108), por ejemplo, en los tramos de cabecera, o si esto es aconsejable en base a la condición de coordinar la protección de tramos adyacentes con la protección de la sección en cuestión, se debe proporcionar protección de distancia gradual. En este último caso, se recomienda utilizar un corte de corriente sin retardo como protección adicional.
Como regla general, se debe proporcionar protección de secuencia cero direccional o no direccional de corriente de paso contra fallas a tierra. La protección debe instalarse, por regla general, solo en aquellos lados desde donde se puede suministrar energía.
Para líneas que constan de varias secciones consecutivas, a efectos de simplificación, se permite utilizar protección de corriente y tensión escalonada no selectiva (contra faltas multifásicas) y protección de corriente de secuencia cero escalonada (contra faltas a tierra) en combinación con dispositivos de reenganche secuencial. .
3.2.111. En líneas simples con alimentación por dos o más lados (estas últimas en líneas con ramales), tanto con conexiones de bypass como sin ellas, así como en líneas incluidas en una red en anillo con un punto de alimentación, debe existir protección contra cortocircuitos multifásicos a distancia. Se aplica protección (principalmente de tres etapas), se utiliza como respaldo o primaria (esta última, solo en líneas de 110-220 kV).
Como protección adicional, se recomienda utilizar un corte de corriente sin retardo de tiempo. En algunos casos, se permite utilizar un corte de corriente para actuar en caso de una conexión errónea a un cortocircuito trifásico en el lugar de instalación de la protección, cuando el corte de corriente realizado para operación en otros modos no satisface el requisito de sensibilidad (ver 3.2.26).
Como regla general, se debe proporcionar protección de secuencia cero direccional o no direccional de corriente de paso contra fallas a tierra.
3.2.112. Como protección principal contra fallas multifásicas en el extremo receptor de las secciones principales de una red en anillo con un punto de alimentación, se recomienda utilizar protección direccional de corriente de una sola etapa; en otras líneas individuales (principalmente 110 kV), en algunos casos se permite utilizar protección de corriente de paso o protección de corriente y tensión de paso, haciéndolas direccionales si es necesario. Por lo general, la protección debe instalarse sólo en aquellos lados desde los que se puede suministrar energía.
3.2.113. En líneas paralelas alimentadas por dos o más lados, y en el extremo alimentador de líneas paralelas alimentadas por un lado, se podrá utilizar la misma protección que en las líneas individuales correspondientes (véanse 3.2.110 y 3.2.111).
Para acelerar la desconexión de fallas a tierra y, en algunos casos, fallas entre fases en líneas con suministro de energía de doble cara, se puede usar protección adicional para controlar la dirección de la energía en una línea paralela. Esta protección se puede implementar en forma de una protección de corriente transversal separada (con la inclusión de un relé para corriente homopolar o corrientes de fase) o solo en forma de un circuito de aceleración de las protecciones instaladas (corriente homopolar, corriente máxima , distancia, etc.) con potencia de control de dirección en líneas paralelas.
Para aumentar la sensibilidad de la protección de secuencia cero, es posible prever la retirada de sus etapas individuales del funcionamiento cuando el disyuntor de línea en paralelo está desconectado.
Generalmente se debe proporcionar protección diferencial direccional transversal en el extremo receptor de dos líneas de alimentación paralelas de un solo extremo.
3.2.114. Si la protección según 3.2.113 no cumple con los requisitos de velocidad (ver 3.2.108), como protección principal (cuando se operan dos líneas paralelas) en el extremo de suministro de dos líneas paralelas de 110-220 kV con suministro unidireccional y en dos líneas paralelas de 110 kV con Con alimentación bidireccional, la protección direccional diferencial transversal se puede utilizar principalmente en redes de distribución.
En este caso, en el modo de funcionamiento de una línea, así como como respaldo cuando se operan dos líneas, se utiliza la protección según 3.2.110 y 3.2.111. Es posible activar esta protección o sus etapas individuales para la suma de las corrientes de ambas líneas (por ejemplo, la última etapa de protección de corriente de secuencia cero) con el fin de aumentar su sensibilidad al daño de elementos adyacentes.
Se permite utilizar protección direccional diferencial transversal además de la protección de corriente de paso de líneas paralelas de 110 kV para reducir el tiempo de apagado por falla en las líneas protegidas en los casos en que, según las condiciones de velocidad (ver 3.2.108), su uso no sea obligatorio. .
3.2.115. Si la protección según 3.2.111-3.2.113 no satisface el requisito de velocidad (ver 3.2.108), debería proporcionarse protección diferencial longitudinal y de alta frecuencia como protección principal de líneas simples y paralelas con suministro de energía de doble cara. .
Para líneas de 110-220 kV, se recomienda realizar protección básica mediante bloqueo de alta frecuencia de distancia y protección direccional de secuencia cero de corriente, cuando esto sea apropiado por condiciones de sensibilidad (por ejemplo, en líneas con derivaciones) o simplificación de proteccion.
Si es necesario tender un cable especial, el uso de protección diferencial longitudinal deberá justificarse mediante un cálculo técnico y económico.
Para controlar la capacidad de servicio de los cables de protección auxiliares, se deben proporcionar dispositivos especiales.
En líneas de 330-350 kV, además de la protección de alta frecuencia, se debe prever el uso de un dispositivo para transmitir una señal de disparo o permisiva de alta frecuencia (para acelerar la acción de la protección de respaldo escalonada), si este dispositivo está previsto para otros fines. En líneas de 500 kV se permite instalar el dispositivo especificado específicamente para protección de relés.
Se permite en los casos en que lo requiera la velocidad (ver 3.2.108) o la sensibilidad (por ejemplo, en líneas con ramales), el uso de la transmisión de una señal de disparo para acelerar la acción de la protección escalonada de líneas de 110-220 kV. .
3.2.116. Al realizar la protección básica de acuerdo con 3.2.115, se debe utilizar lo siguiente como respaldo:
- contra cortocircuitos multifásicos, por regla general, protección a distancia, principalmente de tres etapas;
- contra fallas a tierra, protección de secuencia cero direccional o no direccional de corriente de paso.
En caso de desactivación prolongada de la protección principal especificada en 3.2.115, cuando esta protección se instala de acuerdo con el requisito de desconexión rápida de la falla (ver 3.2.108), se permite prever una aceleración no selectiva del respaldo. protección contra cortocircuitos entre fases (por ejemplo, con control de las secuencias de valores de tensión continua).
3.2.117. Las protecciones principales, las etapas rápidas de protección de respaldo contra fallas multifásicas y los elementos de medición del dispositivo de reenganche automático para líneas de 330-350 kV deben ser de un diseño especial que asegure su normal funcionamiento (con los parámetros especificados) en condiciones de intensas Procesos electromagnéticos transitorios y conductividad capacitiva significativa de las líneas. Para tal efecto deberá proporcionarse lo siguiente:
- en kits de protección y elementos de medición OAPV: medidas que limitan la influencia de procesos electromagnéticos transitorios (por ejemplo, filtros de baja frecuencia);
- en protecciones de alta frecuencia de fase diferencial instaladas en líneas de más de 150 km, dispositivos de compensación de corrientes provocadas por la conductividad capacitiva de la línea.
Al activar la protección de alta velocidad para la suma de las corrientes de dos o más transformadores de corriente, si es imposible cumplir con los requisitos de 3.2.29, se recomienda tomar medidas especiales para evitar un funcionamiento innecesario de la protección en caso de de daños externos (por ejemplo, endurecimiento de la protección) o instalar un juego separado de transformadores de corriente en el circuito de línea para alimentar la protección.
En protecciones instaladas en líneas de 330-500 kV equipadas con dispositivos de compensación capacitiva longitudinal, se deberán tomar medidas para evitar un funcionamiento excesivo de la protección en caso de daños externos provocados por la influencia de estos dispositivos. Por ejemplo, se pueden utilizar relés de dirección de potencia de secuencia negativa o permitir la transmisión de señales. ¶×
Las tareas de la protección de relés, su función y propósito son garantizar el funcionamiento confiable de los sistemas de energía y el suministro ininterrumpido de electricidad a los consumidores. Esto se debe a la creciente complejidad de los circuitos y al crecimiento de las redes eléctricas, a la consolidación de los sistemas de energía y al aumento de la capacidad instalada de ambas estaciones en su conjunto y de la potencia unitaria nominal de las unidades individuales. Esto, a su vez, afecta el funcionamiento de los sistemas de energía: funcionamiento en el límite de estabilidad, la presencia de largas líneas de comunicación entre sistemas y una mayor probabilidad de desarrollar accidentes en cadena. En este sentido, están aumentando los requisitos de velocidad, selectividad, sensibilidad y confiabilidad de la protección del relé. Los dispositivos de protección por relés que utilizan dispositivos semiconductores están cada vez más extendidos. Su uso abre más oportunidades para crear protección de alta velocidad.
Actualmente, se han desarrollado y están comenzando a utilizarse activamente dispositivos de protección de relés basados en microprocesadores, lo que permite aumentar aún más la velocidad y confiabilidad de la protección y reducir los costos de su reparación y mantenimiento.
1.2.2 Los parámetros del transformador se resumen en la Tabla 2.
TABLA 1.2
SELECCIÓN DE TIPOS DE DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE RELÉS
Protección por relé de línea aérea de 110 kV.
| Cambiar |
| Hoja |
| Documento núm. |
| Hoja |
| Documento núm. |
| Firma |
| fecha |
| Hoja |
| KP.140408.43.06.PZ |
| Cambiar |
| Hoja |
| Documento núm. |
| Firma |
| fecha |
| Hoja |
| KP.140408.43.06.PZ |
3.1 Cálculo de resistencias de secuencia directa de elementos del circuito.
Los cálculos de resistencia se realizan en unidades nombradas (Ohmios), a una tensión base Ub=115 kV.
El circuito equivalente se muestra en la Fig.
C1: X 1 = X *s * = 1,3* = 9,55 ohmios
X 2 =X latidos *l* =0,4*70* =28 ohmios
X 3 = X latidos. *l* =0,4*45* = 18 ohmios
X 4 = X latidos *l* =0,4*30* = 12 ohmios
X 5 = X latidos *l* =0,4*16* = 6,4 ohmios
T6 = * = * =34,72 ohmios
T 7 = * = * =220,4 ohmios
X 3,4 =18+12=30 ohmios
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X 2,4 = = 14,48 ohmios
X 1-4 =9,55+14,48=24,03 Ohmios
X 1-5=24,03+6,4=30,34
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Yo (3) (k 2) = = =2,18 kA
Yo (3) (k 3) = = =0,26 kA
3.2 Cálculo de corrientes de cortocircuito monofásico a tierra en el punto K-2.
C1: X 1 = X *s * = 1,6* = 11,76 Ohmios
X 2 =X latidos *l* =0,8*70* =56 ohmios
X 3 = X latidos. *l* =0,8*45* = 36 ohmios
X 4 = X latidos *l* =0,8*30* = 24 ohmios
X 5 = X latidos *l* =0,8*16* = 12,8 ohmios
X 3,4 =36+24= 60 ohmios
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X 2,3,4 =(60*56)/(60+56)= 28,97 ohmios
X1-4 =11,76+28,97 Ohmios
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X 1-6 =18,74+12,8=31,54 Ohmios
X res.0 (k2) = 31,54 ohmios
3I 0(k2) = = = 2,16 kA
3.6 Cálculo de corrientes de cortocircuito en los puntos K-4 y K-5.
| Ub=Umín=96,6 kV | Ub=Umáx=126 kV | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| X 10 = X s1.2 = X s1.2 promedio. * = 24,03* = 16,96 ohmios | X 10 = X s1.2 = X s1.2 promedio. * = 24,03* = 28,85 ohmios | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Xc = Xc av* = = 16,96 Ohmios | Xc = Xc av* = = 28,85 ohmios | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| XT(-PO) = * = =41,99 | U a (+ N) =U a nom. + =17,5+ = 18,4 Xt (+ N) = * * =71,44 Ohmios | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Z nw =0,3*1,5* = 38,01 ohmios | Z nw =0,3*1,5* = 64,8 ohmios | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Punto K-4 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Hrez(k4)=Xs+Htv(-ro)=16,96+41,99=58,95 Ohmios | Hrez(k4)=Xs+Xtv(+N)=28,85+71,44=100,29 Ohmios | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| I (3) al máximo = =0,95 kA | I (3) a máx = =0,73 kA | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| El valor real de la corriente de cortocircuito en el punto K-4, relacionado con una tensión de 37 kV. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| I (3) a máx = 0,95* =8,74 kA | I (3) a máx =0,73* =8,76 kA | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Punto K-5 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
4.1 Protección de línea con alimentación unidireccional. 4.1.1 Cálculo de la protección de corriente de dos etapas contra cortocircuitos entre fases de la línea W. Cálculo de corte de corriente sin retardo de cortocircuitos entre fases (I etapa). 1)I 1 sz Kots.*I (3) k-3max=1,2*0,26=0,31 kA 2)Kch=I (2) k-1min/Is.z. 1 =2,76*0,87/0,31=7,74 Kch = I (2) k-2min/Is.z. 1 1,5=2,18*0,87/0,31=6,12 3)I (1) c.r.=I (1) cz*Ksh/K1=0,31*1/(100/5)=0,02 kA 4) Se supone que el tiempo de respuesta del corte actual es de 0,1 s. Cálculo de la protección de corriente máxima con retardo de tiempo de cortocircuitos entre fases (II etapa). 1)I II sz Kots*Ksz/Kv)*Icarga.máx=(1,2*2/0,8)*0,03=0,09kA Icarga.máx=T.nom./ =6,3/ =0,03 kA 2) Kch= I (2) k-3min/Is.z. Yo 1 1,2=0,26*0,87/0,09=2,51 3) I (11) c.r.=I (11) cz*Ksh/K1=0,09*1/(100/5)=0,0045 kA 4) El tiempo de respuesta de la MTZ se selecciona de acuerdo con la condición de acuerdo con la MTZ del tr-ra. t II sz=tsz(mtz t-raT)+ t=2+0.4=2.4s 4.1.2. Cálculo de la protección de corriente de dos etapas contra cortocircuito a tierra de la línea W. Cálculo de corrientes de corte de secuencia cero sin temporización (1 etapa). 1)I (1) 0cz 3I0 (1) k-2min/Kch=2,16/1,5=1,44 kA 2) I (1) 0ср I0 (1) сз*Ксх/К I =1,44*1/(100/5)=0,072 kA 3) Se supone que el tiempo de respuesta del corte de corriente es de 0,1 s. Cálculo de protección de corriente homopolar con retardo de tiempo (2ª etapa). 1)I 11 0сз Kots*Inb.max=Kots*Kper*Knb*Icalc.=1,25*1*0,05*0,26=0,02 kA Acepto I 11 0сз=60А 4.2 Cálculo de la protección del transformador.
La configuración debe seleccionarse entre dos condiciones: - desafinación de la corriente de entrada de la corriente magnetizante del transformador de potencia. - desafinación de la corriente máxima de desequilibrio primario durante el modo transitorio del cortocircuito externo calculado. Desintonización por corriente magnetizante de irrupción. Cuando el transformador de potencia se enciende desde el lado de mayor voltaje, la relación entre la corriente de irrupción magnetizante y la amplitud de la corriente nominal del transformador protegido no excede 5. Esto corresponde a la relación entre la amplitud de la corriente de irrupción magnetizante y el valor efectivo de la corriente nominal del primer armónico es igual a 5 = 7. El corte reacciona al valor instantáneo y es igual a 2,5*Idif./Inom. El ajuste mínimo posible para el primer armónico es Idiff/Inom = 4, lo que contribuye a 2,5 * 4 = 10 en términos de relación de amplitud. La comparación de los valores obtenidos indica que el límite de valores instantáneos se ajusta a posibles sobretensiones de la corriente magnetizante. Los cálculos muestran que el valor efectivo del primer armónico de la irrupción de corriente magnetizante no excede 0,35 de la amplitud de la irrupción. Si la amplitud es igual a 7 valores rms de la corriente nominal, entonces el valor rms del primer armónico es 7*0,35=2,46. Por lo tanto, incluso con una configuración mínima de 4 In. El corte se ajusta contra sobretensiones de corriente magnetizante y cuando se regula al primer armónico de la corriente diferencial. Desintonización por corriente de desequilibrio durante un cortocircuito externo.
Idiff/Inom Kots*Knb(1)*Ikz.in.max donde Knb(1) es la relación entre la amplitud del primer armónico de la corriente de desequilibrio y la amplitud reducida de la componente periódica de la corriente de falla externa. Si se utiliza un CT con una corriente nominal secundaria de 5 A en los lados HV y LV, se puede tomar Knb(1)=0,7. Si se utiliza un CT con una corriente nominal secundaria de 1 A en el lado de alta tensión, entonces se debe tomar Knb(1)=1,0. Se supone que el coeficiente de desafinación (Cots) es 1,2. Is.in.max es la relación entre la corriente de cortocircuito externa calculada y la corriente nominal del transformador. Si una corriente Irms pasa a través del transformador protegido, puede transportar una corriente diferencial. Idif.=(Nper*Kodn*E+ Urpn+ modad.)*Iskv=(2*1.0+0.13+0.04)*Iskv=0.37*Iskv. Al derivar esta fórmula, se asumió que un CT funciona con precisión, el segundo tiene un error igual a Idiff. Introduzcamos el concepto de coeficiente de reducción de la corriente de frenado. Ksn.t.=Ibr./Iskv.=1-0.5*(Nper*Codn.*E + Uрпн+ moda pasajera)/Ksn.t.=100*1.3*(2*1*0.1+0.13+0.04)/0.815=59 El segundo punto de ruptura de la característica de frenado: It 2 /Inom determina el tamaño de la segunda sección de la característica de frenado. En modos de carga y similares, la corriente de frenado es igual a la corriente de paso. La aparición de fallos en las curvas sólo cambia ligeramente las corrientes primarias, por lo que la corriente de frenado permanece casi sin cambios. Para una alta sensibilidad a fallas de giro, la segunda sección debe incluir el modo de carga nominal (Im/Inom=1), el modo de sobrecargas permisibles a largo plazo (Im/Inom=1,3). Es deseable que la segunda sección también incluya modos de posibles sobrecargas a corto plazo (arranque automático del motor después del interruptor de transferencia automática, corrientes de arranque de motores potentes, si los hay).
Tomo I g2/I g1=0,15 Calculamos el coeficiente de sensibilidad para la red considerada. Corriente de protección primaria en ausencia de frenado: Iс.з=Inom*(I 1/Inom)=208*0,3=62,4 A. A la hora de comprobar la sensibilidad de la protección, tenemos en cuenta que, debido al sentido de frenado, no hay corriente de frenado en caso de averías internas. Sensibilidad para cortocircuito bifásico en el lado BT Kch=730*0,87/62,4=10,18 Conclusión: la sensibilidad es suficiente. 4.3 Protección contra sobrecarga “Sirius-T”. Se supone que la configuración de la señal de sobrecarga es: Isz=Kots*Inom/Kv=1,05*3,4/0,95=3,76, donde coeficiente de desafinación Kots=1,05; el coeficiente de retorno en este dispositivo es Kv=0,95. Se recomienda determinar la corriente nominal Inom teniendo en cuenta la posibilidad de incrementarla en un 5% al regular la tensión. Para un transformador de 40 MVA, las corrientes secundarias nominales en la rama intermedia en los lados HV y LV son 3,4 y 3,5 A. Los valores de configuración de carga calculados son iguales. Lado HV: Ivn=1,05*1,05*3,4/0,95=3,95 A Lado BT: Posada=1,05*1,05*3,5/0,95=4,06 A Si el transformador tiene un devanado de BT dividido, entonces el control de sobrecarga debe realizarse mediante dispositivos de protección de entrada instalados en los interruptores del lado de BT. La protección actúa sobre neumáticos con tсз=6с.
El cálculo de los parámetros de operación (configuraciones) de la protección contra sobrecorriente consiste en seleccionar la corriente de operación de la protección (primaria); corriente de funcionamiento del relé. Además, se realiza una verificación de cálculo del transformador de corriente. Selección de la corriente de funcionamiento. Los ajustes actuales de la protección de corriente máxima deben garantizar que la protección de apagado no funcione durante sobrecargas sucesivas y la sensibilidad necesaria para todo tipo de cortocircuitos en la zona principal y en la zona de respaldo. Isz=Ksz*Ksh/Ktt=265*1/(300/5)=4,42 A Comprobación de la sensibilidad de la protección contra sobrecorriente. Kch I (3) k.min.in/Iсз=0,87*730/265=2,4 Kch I (3) k.min.in/Iсз=0,87*5,28/265=1,73 1,2
Ic.nn.=Ic.in*Uin/Unn=730*(96,58/10)=7050 A Comience por voltaje. Cálculo de protección contra sobrecorriente con arranque en tensión combinada instalada en el lado de 10,5 kV. El voltaje de respuesta de protección primaria para el relé de voltaje mínimo bajo la condición de desintonización del voltaje de arranque automático al encender los motores de carga frenados desde AR o AR y bajo la condición de asegurar el retorno del relé después de desconectar el cortocircuito externo. es aceptado: Uсз=0,6 Unom=0,6*10500=6300V En este caso, la tensión de funcionamiento del relé de mínima tensión será: Usr=Usz/Kch=0,6*10500/(10500/100)=60 V. Se acepta el relé RN-54/160 para su instalación. Para un relé de filtro de voltaje, la secuencia inversa del voltaje de respuesta de protección se toma de acuerdo con la condición de desafinación del voltaje de desequilibrio en el modo de carga. U2сз 0,06*Unom=0,06*10500=630V Tensión de respuesta filtro-relé de tensión de secuencia negativa. U2ср=U2сз/К U =630/(10500/100)=6V Como ajuste se acepta el relé de filtro RSN-13. Comprobación de la sensibilidad al voltaje durante un cortocircuito en el punto 5 para un relé de voltaje mínimo. KchU=Uсз*Кв/Uз.max=6,3*1,2/4,1=1,84 1,2 donde Uз.max= 3*I (3) k-4max*Zkw.min= *5280*0,45=4,1 kV aquí I (3) k-4max es la corriente de cortocircuito trifásico al final de la línea del cable en modo de funcionamiento máximo (modo 9) -para filtro de relé de tensión de secuencia negativa.
donde U2з.min=0.5*Unom.nn.- *I 2 max*Zkw.min=0.5*10.5-( 2)*0.3*1.5=5.25-2.05 =3.2kV aquí I 2 max es la corriente de secuencia negativa en el lugar donde está instalada la protección durante un cortocircuito entre dos fases al final de la línea del cable en modo de funcionamiento máximo. Se puede aceptar: Yo 2 máx=Yo (3) k-4.máx/2=Yo (2) k-4.máx/2 La selección de los retardos de tiempo de protección se realiza según un principio paso a paso. tsz MTZ-10=tsz.sv-10+ t=1+0.5=1.5s (RV-128) tsz MTZ-110=tsz.MTZ-35+ t=2.3+0.3=2.6 (RV-0.1) donde tсз.св-10 es el tiempo de respuesta de protección en el interruptor seccional de 10 kV El nivel de selectividad t se adopta para el relé temporizador RV-0,1 t=0,3s, para el relé temporizador RV-128 t=0,5s.
6. Cálculo del error del 10 por ciento de los transformadores de corriente TFND-110. Relación de transformación =100/5 Factor estimado de error del 10 por ciento: K (10) calc.=1,1*Is/I1nom.=1,1*1440/100=15,84 La carga secundaria admisible Z2add se determina mediante la curva de error del 10 por ciento. Z2adicional=2 Ohmios Z2add.=Zp+Rpr+R 0,05 trans. Zp=0,25 ohmios Z2add.=Zp+Rpr+Rtrans. Rpr=2-0,25-0,05=1,7 ohmios q= *l/ Rpr=0,0285*70/1,7=1,17 |