Opções para implementação de conjuntos de proteção para linhas aéreas de 110-220 kV.

1. O conjunto mais simples de proteções é usado em linhas aéreas sem saída: proteção de corrente de dois estágios contra curtos-circuitos fase-fase (MTZ e MFTO) e proteção de falta de três estágios. Ao mesmo tempo, não há redundância de curto alcance nas proteções de linhas aéreas e é possível um caso quando, durante um curto-circuito em uma linha aérea sem saída e falha de sua proteção, todo o nível secundário de uma grande subestação do sistema é extinto quando proteções redundantes de longo alcance estão operando. Ou seja, mesmo em linhas aéreas simples sem saída que se estendem desde os barramentos de grandes subestações e usinas, seria desejável usar proteção primária e de backup para aumentar a confiabilidade da operação da subestação ou usinas, mas tal prática não é aceito.

2. A opção mais simples para linhas aéreas formadoras de sistema com alimentação bidirecional: DZ de três estágios, ZZ de quatro estágios e MFTO. DZ e ZZ fornecem proteção de linhas aéreas contra todos os tipos de curto-circuitos e redundância de proteção de longo alcance. O MFTO é utilizado como proteção adicional devido à sua simplicidade, baixo custo, alta confiabilidade e velocidade.

Dispositivos típicos de proteção de relé de linha aérea de 110-220 kV são produzidos comercialmente, contendo proteção remota de três estágios, proteção de proteção de quatro estágios e MFTO:

O painel eletromecânico tipo EPZ-1636 é produzido pela Cheboksary Electrical Apparatus Plant (CHEAZ) desde 1967. Instalado na maioria das linhas aéreas de 110-220 kV do sistema de energia da região de Chelyabinsk.
- gabinete eletrônico tipo ShDE-2801, produzido pela ChEAZ desde 1986, no sistema de energia da região de Chelyabinsk é instalado em apenas algumas dezenas de linhas aéreas de 110-220 kV.
- gabinetes microprocessadores da série ШЭ2607, produzidos pela NPP Ekra desde a década de 1990: ШЭ2607 011, ШЭ2607 016 (controle de chave com acionamento trifásico, DS de três estágios, 3Z de quatro estágios, MFTO), SHE2607 012 (controle de um interruptor com acionamento fase a fase, DS de três estágios, 3 Z de quatro estágios, MFTO), ShE2607 021 (DZ de três estágios, ZZ de quatro estágios, MFTO).

Falta de reservas próximas.
- desconexão do curto-circuito na extremidade da linha aérea protegida com o tempo do segundo ou terceiro estágio de proteção.

3. Uma versão mais complexa de proteção para linhas aéreas com alimentação bidirecional é a utilização de um gabinete de proteção do tipo ShDE-2802 (produzido pela CHEAZ desde 1986). O gabinete contém dois conjuntos de proteções: principal e backup. O conjunto principal de proteção inclui proteção de emergência de três estágios, proteção de quatro estágios e MFTO. Kit de backup – DZ e ZZ simplificado de dois estágios. Cada kit fornece proteção para linhas aéreas contra todos os tipos de curto-circuitos. Neste caso, o conjunto de backup fornece redundância de proteção de curto alcance, o conjunto principal fornece backup de longo alcance.

Desvantagens deste conjunto de proteções:

a) Redundância de curto alcance não totalmente desenvolvida, uma vez que os conjuntos de proteção principal e de backup:

Eles possuem dispositivos comuns (por exemplo, um dispositivo para bloquear o controle remoto durante oscilações), cuja falha pode levar à falha simultânea dos conjuntos principal e de backup.
- feitos segundo o mesmo princípio, o que significa a possibilidade de falha simultânea de ambos pelo mesmo motivo. - estão localizados no mesmo gabinete, o que significa que podem ser danificados ao mesmo tempo.

b) Desativação de curto-circuito no final da linha aérea protegida com o tempo do segundo ou terceiro estágio.

Redes com tensão de 110 -220 kV operam em modo com neutro efetivamente ou solidamente aterrado. Portanto, uma falta à terra em tais redes é um curto-circuito com uma corrente que às vezes excede a corrente de um curto-circuito trifásico e deve ser desconectado com o mínimo de retardo possível.

As linhas aéreas e mistas (cabo aéreo) são equipadas com dispositivos de religamento automático. Em alguns casos, se o disjuntor utilizado for feito com controle fase a fase, utiliza-se o desligamento fase a fase e o religamento automático. Isso permite desligar e ligar a fase danificada sem desconectar a carga. Como nessas redes o neutro do transformador de alimentação está aterrado, a carga praticamente não sente operação de curto prazo em modo de fase aberta.

Como regra, o religador automático não é usado apenas em linhas de cabo.

As linhas de alta tensão operam com elevadas correntes de carga, o que exige a utilização de proteções com características especiais. Em linhas de trânsito que podem estar sobrecarregadas, como regra, a proteção de distância é usada para isolar efetivamente das correntes de carga. Em linhas sem saída, em muitos casos, pode ser utilizada proteção de corrente. Via de regra, as proteções não podem disparar durante sobrecargas. A proteção contra sobrecarga, se necessária, é realizada em dispositivos especiais.

De acordo com a PUE, dispositivos de prevenção de sobrecarga devem ser utilizados nos casos em que a duração permitida do fluxo de corrente para o equipamento seja inferior a 1020 minutos. A proteção contra sobrecarga deve atuar na descarga de equipamentos, na interrupção do trânsito, na desconexão da carga e, por último, mas não menos importante, na desconexão de equipamentos sobrecarregados.

As linhas de alta tensão costumam ter um comprimento considerável, o que dificulta a busca pela localização da falta. Portanto, as linhas devem ser equipadas com dispositivos que determinem a distância até o ponto do dano. De acordo com os materiais da diretiva da CEI, as linhas com comprimento igual ou superior a 20 km devem ser equipadas com armas de destruição em massa.

Um atraso na desconexão de um curto-circuito pode levar à interrupção da estabilidade da operação paralela das usinas; devido a uma queda de tensão prolongada, o equipamento pode parar e o processo de produção pode ser interrompido; danos adicionais à linha na qual o ocorreu um curto-circuito pode ocorrer. Portanto, proteções são frequentemente usadas nessas linhas que desligam curtos-circuitos em qualquer ponto sem atraso. Podem ser proteções diferenciais instaladas nas extremidades da linha e conectadas por um condutor de alta frequência ou canal óptico. Podem ser proteções comuns, aceleradas ao receber um sinal de habilitação ou remoção de um sinal de bloqueio do lado oposto.

A proteção de corrente e distância geralmente é realizada em etapas. O número de etapas é de pelo menos 3, em alguns casos são necessárias 4 ou até 5 etapas.

Em muitos casos, toda a proteção necessária pode ser implementada com base num único dispositivo. Contudo, a falha deste dispositivo deixa o equipamento desprotegido, o que é inaceitável. Portanto, é aconselhável realizar a proteção das linhas de alta tensão a partir de 2 conjuntos. O segundo conjunto é um backup e pode ser simplificado em comparação ao principal: não possui religamento automático, armas de destruição em massa, possui menor número de estágios, etc. O segundo conjunto deve ser alimentado por outro disjuntor auxiliar e um conjunto de transformadores de corrente. Se possível, alimentado por uma bateria e transformador de tensão diferentes, atue em um solenóide de disparo do disjuntor separado.

Os dispositivos de proteção de linhas de alta tensão devem levar em consideração a possibilidade de falha do disjuntor e possuir um dispositivo de proteção contra falha do disjuntor, embutido no próprio dispositivo ou organizado separadamente.

Para analisar o acidente e o funcionamento da proteção e automação do relé, é necessário o registro tanto de valores analógicos quanto de sinais discretos durante eventos de emergência.

Assim, para linhas de alta tensão, os kits de proteção e automação devem desempenhar as seguintes funções:

Proteção contra curto-circuitos fase-fase e curto-circuitos à terra.

Religamento automático monofásico ou trifásico.

Proteção de sobrecarga.

NÍVEL

Determinar a localização do dano.

Oscilografia de correntes e tensões, bem como registro de sinais discretos de proteção e automação.

Os dispositivos de proteção devem ser redundantes ou duplicados.

Para linhas que possuem chaves com controle de fase, é necessária proteção contra operação em fase aberta, que atua no desligamento das chaves próprias e adjacentes, uma vez que a operação em fase aberta de longa duração não é permitida em redes CIS.

7.2. CARACTERÍSTICAS DE CÁLCULO DE CORRENTES E TENSÕES DURANTE CURTOS-CIRCUITOS

Como afirmado no Cap. 1, em redes com neutro aterrado, dois tipos adicionais de curto-circuito devem ser levados em consideração: faltas à terra monofásicas e bifásicas.

Os cálculos de correntes e tensões durante curtos-circuitos à terra são realizados usando o método das componentes simétricas, ver Capítulo. 1. Isto é importante, entre outras coisas, porque as proteções utilizam componentes simétricos, que estão ausentes nos modos simétricos. A utilização de correntes de seqüência negativa e zero possibilita não ajustar a proteção contra corrente de carga e ter um ajuste de corrente menor que a corrente de carga. Por exemplo, para proteção contra faltas à terra, o principal uso é a proteção de corrente de seqüência zero, que está incluída no fio neutro de três transformadores de corrente conectados em estrela.

Ao usar o método dos componentes simétricos, o circuito equivalente para cada um deles é traçado separadamente e, em seguida, eles são conectados no local do curto-circuito. Por exemplo, vamos criar um circuito equivalente para o circuito da Fig. 7.1.

Sistema X1. =15Ohm
Sistema X0. =25Ohm	L1 25km AS-120	L2 35km AS-95

T1 – 10000/110

Reino Unido = 10,5 T2 – 16000/110 Reino Unido = 10,5

Arroz. 7.1 Exemplo de rede para construção de circuito equivalente em componentes simétricas

Ao calcular os parâmetros de uma linha de 110 kV e superior para um circuito equivalente, a resistência ativa da linha geralmente é desprezada. A reatância indutiva de sequência positiva (X 1 ) da linha de acordo com dados de referência é igual a: AC-95 - 0,429 Ohm por km, AC-120 - 0,423 Ohm por km. Resistência de sequência zero para uma linha com torsos de cabos de aço

eles próprios são iguais a 3 X 1, ou seja, respectivamente 0,429 3 =1,287 e 0,423 3 = 1,269.

Vamos definir os parâmetros da linha:

	L 1 = 25 0,423 = 10,6 Ohm;		L1 = 25 1,269 = 31,7 ohms
	L2 = 35 0,423 = 15,02 Ohm;		L2 = 35 1,269 = 45,05 ohms

Vamos determinar os parâmetros do transformador:

T1 10000kVA.

X 1 T 1 = 0,105 1152 10 = 138 Ohm;

X 1 T 2 = 0,105 1152 16 = 86,8 Ohm; X 0 T 2 = 86,8 Ohm

A resistência de sequência negativa em um circuito equivalente é igual à resistência de sequência positiva.

A resistência de sequência zero dos transformadores é geralmente considerada igual à resistência de sequência positiva. X 1 T = X 0 T. O transformador T1 não está incluído no circuito equivalente de seqüência zero, pois seu neutro não está aterrado.

Elaboramos um esquema de substituição.

X1C =X2C =15Ohm

X1Л1 =X2Л1 =10,6 Ohm

X1Л2 =X2Л1 =15,1 Ohm

X0C =25Ohm

X0Л1 =31,7 Ohm

X0Л2 =45,05 Ohm

X1T1 =138Ohm

X1T2=86,8Ohm

X0T2=86,8Ohm

O cálculo dos curtos-circuitos trifásicos e bifásicos é realizado da maneira usual, ver tabela 7.1. Tabela 7.1

	resistência até mês			Curto-circuito trifásico			Curto-circuito bifásico
	ta curto-circuito X 1 ∑ = ∑ X 1			= (115 3) X 1			0,87 eu
	15+10,6 = 25,6 Ohm
	25,6+15,1 =40,7Ohm
	25,6+ 138 = 163,6 Ohm
	40,7+86,8 =127,5Ohm

Para calcular as correntes de falta à terra é necessário utilizar o método das componentes simétricas.De acordo com este método, as resistências equivalentes de sequência positiva, negativa e zero são calculadas em relação ao ponto de falta e são conectadas em série no circuito equivalente para simples para faltas bifásicas à terra Fig. 7.2, e em série/paralelo para faltas bifásicas à terra Fig. 7.2, b.

X 1E

X2E

X 0E

X 1E

X2E

X 0E I 0

eu 0b

Arroz. 7.2. Diagrama de circuito para conexão de resistências equivalentes de sequência positiva, negativa e zero para cálculo de correntes de curto-circuito à terra:

a) – monofásico; b) – bifásico; c) – distribuição das correntes de seqüência zero entre dois pontos neutros de aterramento.

Vamos calcular a falta à terra, ver tabelas 7.2, 7.3.

O circuito de sequência positiva e negativa consiste em um ramal: da fonte de alimentação ao curto-circuito. No circuito de sequência zero existem 2 ramos de neutros aterrados, que são fontes de corrente de curto-circuito e devem ser conectados em paralelo no circuito equivalente. A resistência dos ramos conectados em paralelo é determinada pela fórmula:

X 3 = (X a X b) (X a + X b)

A distribuição atual ao longo de ramos paralelos é determinada pelas fórmulas:

Eu a = I E X E X a; Eu in = I E X E

Tabela 7.2 Correntes de curto-circuito monofásico

X1E

X2E

X0 E = X0 a //X0 b *

ELE

Ikz1

Iкз2

Ikz0

Ikz0a *

Iкз0 b

Eu curto-circuito

I1 +I2 +I0

*Observação. A resistência de duas seções conectadas em paralelo do circuito de seqüência zero é determinada usando a fórmula 7.1.

**Observação. A corrente é distribuída entre duas seções da sequência zero de acordo com a fórmula 7.2.

Tabela 7.3 Correntes de curto-circuito bifásico para terra

	X1E	X2E	X0 E *	X0-2 E** =	ELE	Eu KZ1	Eu curto-circuito 2 ***	Eu KZ0	Eu curto-circuito 0 a ****	Eu KZ0 b	IKZ *****≈
				X0 E //X2							I1 +½ (I2 +I0)

*Observação. A resistência de duas seções do circuito de seqüência zero conectadas em paralelo é determinada usando a fórmula 7.1; o cálculo é realizado na Tabela 7.2.

**Observação. A resistência de duas resistências de sequência negativa e zero conectadas em paralelo é determinada usando a fórmula 7.1.

***Observação. A corrente é distribuída entre duas resistências de sequência negativa e zero de acordo com a fórmula 7.2.

****Observação. A corrente é distribuída entre duas seções da sequência zero de acordo com a fórmula 7.2.

*****Observação. A corrente de um curto-circuito bifásico à terra é indicada por uma fórmula aproximada, o valor exato é determinado geometricamente, veja abaixo.

Determinação das correntes de fase após cálculo dos componentes simétricos

Com um curto-circuito monofásico, toda a corrente de curto-circuito flui na fase danificada; nenhuma corrente flui nas fases restantes. As correntes de todas as sequências são iguais entre si.

Para cumprir tais condições, os componentes simétricos são dispostos da seguinte forma (Fig. 7.3):

Ia 1

Ia 2

eu a 0 eu b 0 eu c 0

Ia 0

Ia 2

Ib 1

CI 2

Ia 1

CI 1

Ib 2

Correntes diretas

Correntes reversas

Correntes zero

CI 1

Ib 1

IC 0

Ib 0

sequencial

sequencial

sequencial

CI 2

Ib 2

Figura 7.3. Diagramas vetoriais para componentes simétricos com curto-circuito monofásico

Para um curto-circuito monofásico, as correntes são I1 = I2 = I0. Na fase danificada eles são iguais em magnitude e coincidem em fase. Nas fases não danificadas, correntes iguais de todas as sequências formam um triângulo equilátero e a soma resultante de todas as correntes é 0.

Com um curto-circuito bifásico com a terra, a corrente em uma fase não danificada é zero. A corrente de sequência positiva é igual à soma das correntes de sequência zero e negativa com sinal oposto. Com base nestas disposições, construímos as correntes dos componentes simétricos (Fig. 7.4):

Ia 1

Ia 1

Ia 2

Eu 2

Ib 2

Ia 0

eu a 0 eu b 0 eu c 0

Eu 2

Ib 2

Eu 1

Ib 1

Ia 2

IC 0

Eu 1

Ib 1

Ib 0

Arroz. 7.4 Diagramas vetoriais de componentes simétricas de correntes de falta bifásicas à terra

A partir do diagrama construído pode-se observar que as correntes de fase durante faltas à terra são bastante difíceis de construir, uma vez que o ângulo da corrente de fase difere do ângulo dos componentes simétricos. Deve ser construído graficamente ou utilizar projeções ortogonais. No entanto, com precisão suficiente para a prática, o valor atual pode ser determinado usando uma fórmula simplificada:

Se f = I 1 + 1 2 (I 2 + I 0 ) = 1,5 I 1

As correntes na Tabela 7.3 são calculadas usando esta fórmula.

Se compararmos as correntes de um curto-circuito bifásico à terra conforme Tabela 7.3 com as correntes de curto-circuitos bifásicos e trifásicos conforme Tabela 7.1, podemos concluir que as correntes de um curto-circuito bifásico -circuito à terra são ligeiramente inferiores à corrente de um curto-circuito bifásico à terra, portanto a sensibilidade da proteção deve ser determinada pela corrente de um curto-circuito bifásico. As correntes de curto-circuito trifásicas são correspondentemente mais altas que as correntes de curto-circuito bifásicas por

terra, portanto, a determinação da corrente máxima de curto-circuito para configuração da proteção é realizada por meio de um curto-circuito trifásico. Isto significa que para cálculos de proteção a corrente de curto-circuito bifásica à terra não é necessária e não há necessidade de contá-la. A situação muda um pouco no cálculo das correntes de curto-circuito nos barramentos de usinas potentes, onde a resistência de sequência negativa e zero é menor que a resistência de sequência direta. Mas isso não tem nada a ver com redes de distribuição e, para usinas de energia, as correntes são calculadas em um computador por meio de um programa especial.

7.3 EXEMPLOS DE SELEÇÃO DE EQUIPAMENTOS PARA OVERLINES DEAD-END 110-220kV

Esquema 7.1. Linha aérea sem saída 110–220kV. Não há energia do PS1 e PS2. T1 PS1 está conectado através de um separador e um curto-circuito. T1 PS2 é ligado por meio de um switch. O lado neutro do HV T1 PS2 é aterrado, enquanto no PS1 ele é isolado. Requisitos mínimos de proteção:

Opção 1 . Deve ser utilizada proteção de três estágios contra curtos-circuitos fase-fase (o primeiro estágio, sem retardo, é configurado contra curtos-circuitos nos barramentos PS2 HV, o segundo, com curto retardo, contra curtos-circuitos em os barramentos PS1 e PS2 LV, o terceiro estágio é a proteção máxima). Proteção contra falta à terra - 2 estágios (o primeiro estágio, sem retardo, é dessintonizado da corrente enviada aos barramentos pelo transformador PS2 aterrado, o segundo estágio com retardo, garantindo sua coordenação com as proteções da rede externa, mas não dessintonizado da corrente de curto-circuito enviada pelo transformador PS2). Um religador automático de dois disparos ou único deve ser aplicado. Os estágios sensíveis devem ser acelerados durante o religamento. As proteções desencadeiam uma falha do disjuntor da subestação de alimentação. Requisitos adicionais incluem proteção contra falha de fase, determinação da localização de uma falha em uma linha aérea e monitoramento da vida útil do disjuntor.

Opção 2. Ao contrário da primeira, a proteção contra faltas à terra é direcional, o que permite não ser ajustada a partir da corrente reversa de curto-circuito e, assim, realizar uma proteção mais sensível sem retardo de tempo. Desta forma, é possível proteger toda a linha sem qualquer atraso.

Observação: Este e os exemplos subsequentes não fornecem recomendações precisas sobre a escolha das configurações de proteção; referências à configuração da proteção são usadas para justificar a escolha dos tipos de proteção. Em condições reais, pode ser aplicada uma configuração de proteção diferente, que é o que precisa ser determinado durante um projeto específico. As proteções poderão ser substituídas por outros tipos de dispositivos de proteção com características adequadas.

O conjunto de proteções, conforme já mencionado, deverá ser composto por 2 conjuntos. A proteção pode ser implementada em 2 dispositivos selecionados entre:

MiCOM P121, P122, P123, P126, P127 da ALSTOM,

F 60, F650 da GE

dois relés REF 543 da ABB – selecionados 2 modificações adequadas,

7SJ 511, 512, 531, 551 SIEMENS – selecionável 2 modificações adequadas,

dois relés SEL 551 da SEL.

Esquema 7.2. Trânsito em malha aberta na subestação 3.

Uma linha aérea de circuito duplo entra na subestação 2, cujos trechos operam em paralelo. É possível transferir o corte para PS2 em modo de reparo.

EM Neste caso, a chave de seção no PS3 está ligada. O trânsito é fechado apenas durante o tempo de manobra e, na escolha da proteção, seu curto-circuito não é levado em consideração. Um transformador com neutro aterrado é conectado à seção 1 do PS3. Não há fonte de corrente para curto-circuito monofásico nas subestações 2 e 3. Portanto, a proteção do lado sem potência só funciona em “cascata”, após a linha do lado sem potência ser desconectada. Apesar da falta de alimentação no lado oposto, a proteção deve ser direcional tanto para faltas à terra quanto para curtos-circuitos fase-fase. Isto permite que o lado receptor identifique corretamente a linha danificada.

EM Em geral, para fornecer proteção seletiva com atrasos curtos, especialmente em linhas curtas, é necessário utilizar proteção de quatro estágios, cujas configurações são selecionadas da seguinte forma: 1 estágio é ajustado a partir de curto-circuito

V final da linha, o 2º estágio é coordenado com o primeiro estágio da linha paralela da cascata e o primeiro estágio da linha adjacente, o 3º estágio é coordenado com os segundos estágios dessas linhas aéreas. Ao coordenar a proteção com uma linha adjacente, leva-se em consideração aquela com dois modos: no primeiro trecho - 1 linha aérea, no segundo trecho - 2, o que torna a proteção significativamente mais áspera. Estas três etapas protegem a linha, e a última, 4ª etapa, reserva a área adjacente. Ao coordenar as proteções ao longo do tempo, a duração da falha do disjuntor é levada em consideração, o que aumenta o atraso de tempo das proteções coordenadas durante a duração da falha do disjuntor. Ao escolher as configurações de proteção de corrente, elas devem ser ajustadas à carga total das duas linhas, pois uma das linhas aéreas paralelas pode desligar a qualquer momento, e toda a carga será conectada a uma linha aérea.

EM Como parte dos dispositivos de proteção, ambos os conjuntos de proteções devem ser direcionais. As seguintes opções de proteção podem ser aplicadas:

MiCOM, P127 e P142 da ALSTOM,

F60 e F650 da GE,

dois relés REF 543 da ABB - modificações direcionais são selecionadas,

relés 7SJ512 e 7SJ 531 da SIEMENS,

dois relés SEL 351 da SEL.

Em alguns casos, por razões de sensibilidade, dessintonização das correntes de carga ou garantia de operação seletiva, pode ser necessário utilizar um controle remoto

Z = L Z

proteção onal. Para tanto, uma das proteções é substituída por uma remota. A proteção de distância pode ser aplicada:

MiCOM P433, P439, P441 da ALSTOM,

D30 da GE,

REL 511 da ABB – modificações direcionais são selecionadas,

relé 7SA 511 ou 7SA 513 da SIEMENS,

relé SEL 311 da SEL.

7.4. PROTEÇÃO REMOTA

Finalidade e princípio de operação

A proteção de distância é uma proteção direcional ou não direcional complexa com seletividade relativa, feita através de relés de resistência mínima que respondem à resistência da linha ao ponto de falta, que é proporcional à distância, ou seja, distâncias. É daí que vem o nome proteção à distância (DP). As proteções de distância respondem a faltas fase a fase (exceto faltas baseadas em microprocessador). Para o correto funcionamento da proteção de distância é necessário possuir circuitos de corrente provenientes da conexão do TC e circuitos de tensão provenientes do TP. Na ausência ou mau funcionamento dos circuitos de tensão, é possível a operação excessiva do controle remoto durante um curto-circuito em áreas adjacentes.

Em redes de configuração complexa com diversas fontes de alimentação, a proteção contra sobrecorrente (NTZ) simples e direcional não pode fornecer desligamento seletivo de curtos-circuitos. Assim, por exemplo, com um curto-circuito em W 2 (Fig. 7.5), NTZ 3 deve agir mais rápido que RZ I, e com um curto-circuito em W 1, ao contrário, NTZ 1 deve agir mais rápido que RZ 3. Estes requisitos contraditórios não podem ser atendidos com a ajuda da NTZ. Além disso, MTZ e NTZ muitas vezes não atendem aos requisitos de velocidade e sensibilidade. O desligamento seletivo de curtos-circuitos em redes em anel complexas pode ser obtido usando proteção de relé remoto (RD).

O atraso de tempo DZ t 3 depende da distância (distância) t 3 = f (L PK) (Fig. 7.5) entre

o local de instalação da proteção do relé (ponto P) e o ponto de curto-circuito (K), ou seja, L PK, e aumenta com o aumento deste

a distância. O sensoriamento remoto mais próximo do local do dano tem um atraso menor do que o sensoriamento remoto mais distante.

Por exemplo, durante um curto-circuito no ponto K1 (Fig. 7.6), D32, localizado mais próximo do local da falta, opera com um atraso menor que o D31, mais distante. Se ocorrer um curto-circuito também no ponto K2, a duração da ação do D32 aumenta e o curto-circuito é desligado seletivamente pela proteção de sensoriamento remoto mais próxima do local do dano.

O principal elemento do controle remoto é o elemento de medição remota (MR), que determina a distância do curto-circuito do local de instalação do relé de proteção. Os relés de resistência (PC) são utilizados como DO, reagindo à resistência total, reativa ou ativa da seção danificada da linha de energia (Z, X, R).

A resistência da fase da linha de energia desde o local de instalação do relé P até o ponto de curto-circuito (ponto K) é proporcional ao comprimento deste trecho, pois o valor da resistência ao ponto de curto-circuito é igual ao comprimento

seção multiplicada pela resistividade da linha: sp. .

Assim, o comportamento do elemento remoto reagindo à resistência da linha depende da distância até o local da falta. Dependendo do tipo de resistência à qual o DO reage (Z, X ou R), o DZ é dividido em RE de resistência total, reativa e ativa. Relés de resistência usados ​​em controle remoto para determinar co-

resistência Z PK ao ponto de curto-circuito, controle a tensão e a corrente no local do controle remoto (Fig. 7.7.).

∆ – proteção de distância

PARA Terminais de PC são fornecidos com valores secundários U P e IP de TN e CT. O relé é projetado de modo que seu comportamento geralmente dependa da relação entre UP e IP. Esta relação é alguma resistência Z P . Durante o curto-circuito Z P = Z PK, e em determinados valores de Z PK, o PC é acionado; reage a uma diminuição em Z P, pois durante um curto-circuito U P diminui

muda e IP aumenta. O valor mais alto no qual o PC opera é chamado de resistência operacional do relé Z cp.

Z p = U p I p ≤ Z cp

Para garantir a seletividade em redes de configurações complexas em linhas de energia com alimentação bilateral, as faltas devem ser direcionadas, atuando quando a potência de curto-circuito é direcionada dos barramentos para as linhas de energia. A direcionalidade da ação da falta é garantida com o auxílio de RNM adicionais ou com a utilização de PCs direcionais capazes de responder à direção da potência da falta.

			Características da dependência do tempo
	Arroz. 7.7. Conectando circuitos atuais e	sem proteção de distância t = f (L
	resistência do relé de tensão
		a – inclinado; b – escalonado; c – combinado
	Características de atraso de tempo	proteção à distância

A dependência do tempo de ação do DS na distância ou resistência ao local da falta t 3 = f (L PK) ou t 3 = f (Z PK) é chamada de característica de atraso de tempo DS. Por ha-

Com base na natureza dessa dependência, os PDs são divididos em três grupos: com características crescentes (inclinadas) do tempo de ação, características escalonadas e combinadas

(Fig. 7.8). Os PDs escalonados operam mais rápido que os PDs com características inclinadas e combinadas e, via de regra, são mais simples em design. O sensoriamento remoto com característica escalonada da produção ChEAZ era geralmente realizado em três etapas de tempo, correspondendo a três zonas de ação do sensoriamento remoto (Fig. 7.8, b). As proteções modernas de microprocessador possuem 4, 5 ou 6 níveis de proteção. Relés com característica inclinada foram desenvolvidos especificamente para redes de distribuição (por exemplo, DZ-10).

Princípios de proteção seletiva de rede usando dispositivos de proteção de distância

Nas linhas de energia com alimentação bilateral, os PDs são instalados em ambos os lados de cada linha de energia e devem atuar no direcionamento da energia dos barramentos para a linha de energia. Os relés remotos operando em uma direção de potência devem ser coordenados entre si em tempo e área de cobertura para garantir o desligamento seletivo do curto-circuito. No esquema em consideração (Fig. 7.9.), D31, sensoriamento remoto, D35 e D36, D34, D32 são consistentes entre si.

Levando em consideração que os primeiros estágios do controle remoto não possuem retardo de tempo (t I = 0), de acordo com a condição de seletividade, eles não devem operar fora da linha de energia protegida. Com base nisso, o comprimento do primeiro estágio, que não tem atraso de tempo (t I = 0), é considerado menor que o comprimento da linha de energia protegida e geralmente é 0,8–0,9 vezes o comprimento da linha de energia. O restante da linha de energia protegida e os barramentos da subestação oposta são cobertos pelo segundo estágio de proteção desta linha de energia. A duração e o atraso do segundo estágio são consistentes (geralmente) com a duração e o atraso do primeiro estágio do sensoriamento remoto da próxima seção. Por exemplo, o segundo aluno

Fig.7.9 Coordenação de atrasos de proteção de relé remoto com característica de passo:

∆ z – erro do relé de distância; ∆ t – nível de seletividade

O último terceiro estágio da proteção remota é um backup, seu comprimento é selecionado a partir da condição de cobertura do próximo trecho, em caso de falha de sua proteção protetora ou disjuntor. Período de exposição

O valor é considerado ∆ t maior que a duração da segunda ou terceira zona de sensoriamento remoto da próxima seção. Neste caso, a área de cobertura da terceira etapa deverá ser construída a partir do final da segunda ou terceira zona do trecho seguinte.

Estrutura de proteção de linha usando proteção de distância

Em sistemas de energia domésticos, DZ é usado para ação durante curtos-circuitos interfásicos, e para ação durante curtos-circuitos monofásicos, uma proteção de sobrecorrente (NP) de sequência zero escalonada mais simples é usada. A maioria dos equipamentos microprocessados ​​possui proteção de distância válida para todos os tipos de danos, inclusive faltas à terra. O relé de resistência (RS) é conectado através do TP e TC às tensões primárias em

o início da linha de energia protegida. Tensão secundária nos terminais do PC: U p = U pn K II, e corrente secundária: I p = I pn K I.

A resistência nos terminais de entrada do relé é determinada pela expressão.

O transporte ininterrupto e confiável de eletricidade aos consumidores é uma das principais tarefas que os engenheiros de energia resolvem constantemente. Para garantir isso, foram criadas redes elétricas, compostas por subestações de distribuição e linhas de energia que as conectam. Para movimentar energia por longas distâncias, são utilizados suportes nos quais são suspensos fios de conexão. Eles estão isolados entre eles e o solo por uma camada de ar ambiente. Essas linhas são chamadas de linhas aéreas devido ao tipo de isolamento.

Se a distância da linha de transporte for curta ou por questões de segurança for necessário esconder a linha de energia no solo, são utilizados cabos.

As linhas aéreas e de cabos estão constantemente sob tensão, cuja magnitude é determinada pela estrutura da rede elétrica.

Finalidade da proteção do relé da linha de energia

Se o isolamento de qualquer parte de um cabo ou linha de energia aérea longa estiver danificado, a tensão aplicada à linha cria uma fuga ou corrente de curto-circuito através da área danificada.

As causas da falha do isolamento podem ser vários fatores que podem se eliminar ou continuar seus efeitos destrutivos. Por exemplo, uma cegonha voando entre os fios de uma linha de energia aérea criou um curto-circuito fase a fase com suas asas e queimou ao cair nas proximidades.

Ou uma árvore que crescia muito perto do suporte foi lançada contra os fios por uma rajada de vento durante uma tempestade e causou-lhes um curto-circuito.

No primeiro caso, o curto-circuito ocorreu por um curto período de tempo e desapareceu e, no segundo, a falha de isolamento é de longa duração e requer eliminação pelo pessoal de manutenção elétrica.

Tais danos podem causar grandes prejuízos às empresas de energia. As correntes dos curtos-circuitos resultantes possuem enorme energia térmica que pode queimar não só os fios das linhas de alimentação, mas também destruir os equipamentos de energia das subestações de abastecimento.

Por estas razões, todos os danos que ocorram nas linhas de energia devem ser eliminados imediatamente. Isto é conseguido removendo a tensão da linha danificada no lado da alimentação. Se tal linha de energia receber energia de ambos os lados, ambos deverão desligar a tensão.

As funções de monitoramento constante dos parâmetros elétricos do estado de todas as linhas de energia e de remoção de tensão delas por todos os lados em caso de situações de emergência são atribuídas a sistemas técnicos complexos, tradicionalmente chamados de proteção de relés.

O adjetivo “relé” deriva de um elemento base baseado em relés eletromagnéticos, cujos projetos surgiram com o advento das primeiras linhas de energia e estão sendo aprimorados até hoje.

Os dispositivos de proteção modulares, amplamente introduzidos na prática dos engenheiros de energia, ainda não excluem a substituição completa dos dispositivos de relé e, de acordo com a tradição estabelecida, também estão incluídos nos dispositivos de proteção de relés.

Princípios de construção de proteção de relé

Organismos de monitorização da rede

Para monitorar os parâmetros elétricos das linhas de energia, é necessário contar com órgãos de medição que sejam capazes de monitorar constantemente quaisquer desvios do modo normal da rede e, ao mesmo tempo, atender às condições de operação segura.

Em linhas de energia de todas as tensões, esta função é atribuída aos transformadores de instrumentos. Eles são divididos em transformadores:

atual (CT);

tensão (VT).

Como a qualidade da operação da proteção é de suma importância para a confiabilidade de todo o sistema elétrico, são impostas exigências crescentes de precisão de operação na medição de TCs e TPs, que são determinadas por suas características metrológicas.

As classes de precisão dos transformadores de instrumentos para uso em dispositivos de proteção e automação de relés (proteção e automação de relés) são padronizadas pelos valores “0,5”, “0,2” e “P”.

Transformadores de tensão

Uma visão geral da instalação de transformadores de potencial em uma linha aérea de 110 kV é mostrada na figura abaixo.

Aqui você pode ver que os TPs não estão instalados em nenhum lugar ao longo de uma linha longa, mas no quadro de distribuição de uma subestação elétrica. Cada transformador é conectado com seus terminais primários ao fio da linha aérea correspondente e ao circuito de aterramento.

A tensão convertida pelos enrolamentos secundários é emitida através dos interruptores 1P e 2P ao longo dos núcleos correspondentes do cabo de alimentação. Para uso em dispositivos de proteção e medição, os enrolamentos secundários são conectados em configuração estrela e delta, conforme mostrado na figura para TN-110 kV.

Para reduzir e operar com precisão a proteção do relé, um cabo de alimentação especial é usado e requisitos maiores são impostos à sua instalação e operação.

Os transformadores de tensão de medição são criados para cada tipo de tensão de linha de energia e podem ser conectados de acordo com diferentes circuitos para realizar determinadas tarefas. Mas todos eles funcionam de acordo com um princípio geral - convertendo o valor linear da tensão da linha de energia em um valor secundário de 100 volts com cópia exata e destacando todas as características dos harmônicos primários em uma determinada escala.

A relação de transformação do TP é determinada pela relação das tensões lineares dos circuitos primário e secundário. Por exemplo, para a linha aérea de 110 kV em consideração, está escrito da seguinte forma: 110000/100.

Transformadores de corrente de instrumento

Esses dispositivos também convertem a carga primária da linha em valores secundários com repetição máxima de todas as alterações nos harmônicos da corrente primária.

Para facilidade de operação e manutenção dos equipamentos elétricos, eles também são montados em quadros de subestações.

Eles estão incluídos em um circuito de linha aérea de forma diferente dos TPs: com seu enrolamento primário, que geralmente é representado por apenas uma espira em forma de condutor de corrente contínua, eles simplesmente cortam cada fio de fase da linha. Isso pode ser visto claramente na foto acima.

A relação de transformação do TC é determinada pela relação de escolha dos valores nominais na fase de projeto da linha de transmissão de energia. Por exemplo, se uma linha de energia for projetada para transportar correntes de 600 amperes e 5 A forem removidos no lado secundário do TC, então a designação 600/5 será usada.

No setor de energia, existem dois padrões para valores de corrente secundária utilizados:

5 A para todos os TCs até 110 kV inclusive;

1 A para linhas de 330 kV e superiores.

Os enrolamentos secundários do TC são conectados para conexão aos dispositivos de proteção de acordo com diferentes esquemas:

estrela cheia;

estrela incompleta;

triângulo.

Cada conexão possui características próprias e é utilizada para determinados tipos de proteção de diferentes maneiras. Um exemplo de conexão de transformadores de corrente de linha e enrolamentos de relé de corrente em um circuito estrela completo é mostrado na figura.

Este filtro harmônico mais simples e comum é usado em muitos esquemas de proteção de relés. Nele, as correntes de cada fase são controladas por um relé individual de mesmo nome, e a soma de todos os vetores passa por um enrolamento conectado a um fio neutro comum.

O método de utilização de transformadores de medição de corrente e tensão permite transferir com precisão os processos primários que ocorrem nos equipamentos de potência para um circuito secundário para uso no hardware de proteção do relé e a criação de algoritmos para operação de dispositivos lógicos para eliminar processos de emergência nos equipamentos .

Órgãos para processamento de informações recebidas

Na proteção do relé, o principal elemento de trabalho é o relé - um dispositivo elétrico que desempenha duas funções principais:

monitora a qualidade do parâmetro controlado, por exemplo, corrente, e no modo normal mantém de forma estável e não altera o estado de seu sistema de contato;

ao atingir um valor crítico, denominado set point ou limite de resposta, ele muda instantaneamente a posição de seus contatos e permanece neste estado até que o valor controlado retorne à área dos valores normais.

Os princípios de formação de circuitos para conexão de relés de corrente e tensão a circuitos secundários ajudam a compreender a representação de harmônicos senoidais por grandezas vetoriais com sua representação no plano complexo.

A parte inferior da imagem mostra um diagrama vetorial para um caso típico de distribuição de senóides em três fases A, B, C durante o modo de operação de fornecimento de energia aos consumidores.

Monitorando o estado dos circuitos de corrente e tensão

Parcialmente, o princípio de processamento de sinais secundários é mostrado no diagrama para conectar TCs e enrolamentos de relé de acordo com um circuito estrela completo e TP no ORU-110. Este método permite montar vetores das maneiras mostradas abaixo.

Ligar o enrolamento do relé em qualquer um dos harmônicos dessas fases permite controlar totalmente os processos nele ocorridos e desligar o circuito em caso de acidentes. Para isso, basta utilizar projetos adequados de dispositivos relés de corrente ou tensão.

Os esquemas apresentados são um caso especial de uso diversificado de vários filtros.

Métodos para controlar a potência que passa por uma linha

Os dispositivos de proteção de relé controlam a quantidade de energia com base nas leituras dos mesmos transformadores de corrente e tensão. Neste caso, são utilizadas fórmulas e relações bem conhecidas entre potências totais, ativas e reativas e seus valores expressos através de vetores de correntes e tensões.

Aqui é levado em consideração que o vetor atual é formado pela fem aplicada à resistência da linha e supera igualmente suas partes ativa e reativa. Mas neste caso, ocorre uma queda de tensão em áreas com componentes Ua e Up de acordo com as leis descritas pelo triângulo de tensão.

A energia pode ser transferida de uma ponta a outra da linha e até mudar de direção durante o transporte de eletricidade.

Mudanças em sua direção surgem como resultado de:

comutação de cargas pelo pessoal operacional;

flutuações de energia no sistema devido à influência de processos transitórios e outros fatores;

ocorrência de condições de emergência.

Os relés de potência (RM) operando como parte da proteção e automação do relé levam em consideração as flutuações em suas direções e são configurados para operar quando um valor crítico é atingido.

Maneiras de controlar a resistência da linha

Os dispositivos de proteção de relé que estimam a distância até o local de um curto-circuito com base na medição da resistência elétrica são chamados de proteção de distância ou, para abreviar, proteção remota. Eles também usam circuitos transformadores de corrente e tensão em seu trabalho.

Para medir a resistência, utiliza-se o descrito para a seção do circuito em consideração.

Quando uma corrente senoidal passa por reatores ativos, capacitivos e indutivos, o vetor de queda de tensão através deles é desviado em diferentes direções. Isto é levado em consideração pelo comportamento da proteção do relé.

Vários tipos de relés de resistência (RS) operam de acordo com este princípio em dispositivos de proteção e automação de relés.

Maneiras de controlar a frequência em uma linha

Para manter a estabilidade do período de oscilação da corrente harmônica transmitida ao longo da linha de energia, são utilizados relés de controle de frequência. Eles trabalham com o princípio de comparar uma senóide de referência gerada por um gerador embutido com a frequência obtida nos transformadores de medição de linha.

Após processar esses dois sinais, o relé de frequência determina a qualidade da harmônica controlada e, ao atingir o valor ajustado, altera a posição do sistema de contatos.

Recursos de monitoramento de parâmetros de linha com proteções digitais

Os desenvolvimentos de microprocessadores que estão substituindo as tecnologias de relés também não podem funcionar sem valores secundários de correntes e tensões, que são obtidos de transformadores de instrumentos TC e TP.

Para operar as proteções digitais, as informações sobre a senóide secundária são processadas por métodos de amostragem, que consistem em sobrepor uma alta frequência a um sinal analógico e fixar a amplitude do parâmetro controlado na intersecção dos gráficos.

Devido ao pequeno passo de amostragem, aos métodos de processamento rápido e ao uso do método de aproximação matemática, é obtida alta precisão de medição de correntes e tensões secundárias.

Os valores digitais calculados desta forma são utilizados no algoritmo de operação de dispositivos microprocessadores.

Parte lógica da proteção e automação do relé

Após os valores primários das correntes e tensões transmitidas ao longo das linhas de energia serem modelados por transformadores de instrumentos, selecionados para processamento por filtros e percebidos pelos órgãos sensíveis dos dispositivos relés de corrente, tensão, potência, resistência e frequência, é a vez de circuitos de relé lógicos para operar.

Seu projeto é baseado em relés operando a partir de uma fonte adicional de tensão contínua, retificada ou alternada, também chamada de operacional, e os circuitos por ela alimentados são operacionais. Este termo tem um significado técnico: faça suas trocas com muita rapidez, sem atrasos desnecessários.

A velocidade de desligamento de uma situação de emergência e, conseqüentemente, o grau de suas consequências destrutivas dependem em grande parte da velocidade de operação do circuito lógico.

De acordo com a forma como desempenham suas tarefas, os relés que operam em circuitos operacionais são chamados de intermediários: recebem um sinal do elemento de proteção de medição e o transmitem comutando seus contatos para os órgãos executivos: relés de saída, solenóides, eletroímãs para desligar ou desligar nos interruptores de energia.

Os relés intermediários geralmente possuem vários pares de contatos que operam para fechar ou abrir um circuito. Eles são usados ​​para reprodução simultânea de comandos entre diferentes dispositivos de proteção de relés.

Muitas vezes, um atraso de tempo é introduzido no algoritmo operacional das proteções do relé para garantir o princípio da seletividade e a formação de uma sequência para um determinado algoritmo. Bloqueia a operação da proteção durante o ajuste.

Esta entrada de atraso é criada por meio de relés temporais especiais (RT), que possuem um mecanismo de relógio que afeta a velocidade de operação de seus contatos.

A parte lógica da proteção do relé utiliza um dos muitos algoritmos criados para diferentes casos que podem surgir em uma linha de energia de configuração e tensão específicas.

Como exemplo, podemos dar apenas alguns nomes da operação da lógica de duas proteções de relé baseadas no controle de corrente da linha de energia:

corte de corrente (designação de velocidade) sem retardo ou com retardo (garantindo a seletividade do RF) levando em consideração o sentido da potência (devido ao relé RM) ou sem ele;

proteção contra sobrecorrente, que pode ser equipado com os mesmos controles de corte, completos com ou sem verificação da tensão mínima da linha.

A operação da lógica de proteção do relé geralmente inclui elementos de automação de vários dispositivos, por exemplo:

religamento monofásico ou trifásico do disjuntor de potência;

ligar a energia reserva;

aceleração;

descarga de frequência.

A parte lógica da proteção da linha pode ser feita em um pequeno compartimento de relés diretamente acima do interruptor de alimentação, típico de quadros externos com tensões de até 10 kV, ou ocupar vários painéis de 2x0,8 m na sala de relés.

Por exemplo, a lógica de proteção de uma linha de 330 kV pode ser colocada em painéis de proteção separados:

reserva;

DZ - remoto;

DFZ - fase diferencial;

HFB - bloqueio de alta frequência;

OAPV;

aceleração.

Circuitos de saída

O elemento final da proteção do relé de linha é o circuito de saída. Sua lógica também se baseia no uso de relés intermediários.

Os circuitos de saída formam a ordem de operação das chaves de linha e determinam a interação com conexões adjacentes, dispositivos (por exemplo, falha de disjuntor - desligamento de backup) e outros elementos de proteção do relé.

As proteções de linha simples podem ter apenas um relé de saída, cuja operação provoca o disparo do disjuntor. Em sistemas complexos de proteção ramificada, são criados circuitos lógicos especiais que operam de acordo com um algoritmo específico.

A retirada final da tensão da linha em caso de emergência é realizada por meio de um interruptor de alimentação, que é acionado pela força do eletroímã de desligamento. Para o seu funcionamento são fornecidos circuitos de alimentação especiais que podem suportar cargas potentes. oi.

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Seção 3. Proteção e automação

Capítulo 3.2. Proteção de relé

Proteção de linhas aéreas em redes com tensão de 110-500 kV com neutro efetivamente aterrado

3.2.106. Para linhas em redes de 110-500 kV com neutro efetivamente aterrado, devem ser fornecidos dispositivos de proteção de relé contra faltas multifásicas e faltas à terra.

3.2.107. As proteções devem ser equipadas com dispositivos que bloqueiem sua ação durante oscilações, caso sejam possíveis oscilações ou movimentos assíncronos na rede, durante os quais são prováveis ​​operações excessivas de proteção. É permitido realizar proteção sem dispositivos de bloqueio se for ajustado contra oscilações no tempo (cerca de 1,5-2 s).

3.2.108. Para linhas de 330 kV e superiores, a proteção deve ser fornecida como principal, atuando sem demora em caso de curto-circuito em qualquer ponto da área protegida.

Para linhas com tensão de 110-220 kV, a questão do tipo de proteção principal, incluindo a necessidade de utilização de proteção que atue sem demora durante um curto-circuito em qualquer ponto da área protegida, deve ser resolvida levando em consideração principalmente o requisito para manter a estabilidade do sistema de energia. Além disso, se, de acordo com os cálculos de estabilidade de operação do sistema de potência, outros requisitos mais rigorosos não forem impostos, pode-se aceitar que o requisito especificado, via de regra, é satisfeito quando curtos-circuitos trifásicos, nos quais o tensão residual nos barramentos de usinas e subestações está abaixo de 0,6-0,7 você nom, desligue sem demora. Menor valor de tensão residual (0,6 você nom) pode ser permitido para linhas de 110 kV, linhas menos críticas de 220 kV (em redes altamente ramificadas onde a energia aos consumidores é fornecida de forma confiável de vários lados), bem como para linhas mais críticas de 220 kV nos casos em que o curto-circuito em questão não não levar a cargas de descarga significativas.

Na escolha do tipo de proteção instalada nas linhas de 110-220 kV, além da exigência de manutenção da estabilidade do sistema de potência, deve-se levar em consideração:

1. Nas linhas de 110 kV e superiores que se estendem da usina nuclear, bem como em todos os elementos da rede adjacente, nos quais, durante curtos-circuitos multifásicos, a tensão residual de sequência positiva no lado de tensão mais alta da energia nuclear as unidades da usina podem diminuir para mais de 0,45 do valor nominal, redundância de proteções de alta velocidade com atraso não superior a 1,5 s levando em consideração a ação da falha do disjuntor.

2. As falhas, cujo desligamento com retardo de tempo pode levar à interrupção do funcionamento de consumidores críticos, devem ser desligadas sem retardo de tempo (por exemplo, falhas em que a tensão residual nos barramentos de usinas e subestações será estar abaixo de 0,6 você nom, se desligá-los com atraso pode levar à autodescarga devido a uma avalanche de tensão ou danos com uma tensão residual de 0,6 você nom ou mais, se desligá-los com atraso puder levar à interrupção da tecnologia).

3. Caso seja necessário realizar o religamento automático de alta velocidade, uma proteção de alta velocidade deve ser instalada na linha, garantindo que a linha danificada seja desconectada sem retardo em ambos os lados.

4. Ao desconectar com retardo de falhas com correntes várias vezes superiores à corrente nominal, é possível um superaquecimento inaceitável dos condutores.

É permitida a utilização de proteção de alta velocidade em redes complexas e na ausência das condições acima, se for necessário para garantir a seletividade.

3.2.109. Ao avaliar o atendimento dos requisitos de estabilidade, com base nos valores de tensão residual conforme 3.2.108, é necessário orientar-se pelo seguinte:

1. Para uma única conexão entre usinas ou sistemas de energia, a tensão residual especificada em 3.2.108 deve ser verificada nas barras das subestações e usinas incluídas nesta conexão, com curto-circuito nas linhas que se estendem a partir dessas barras, exceto para as linhas que formam a ligação; para uma única ligação contendo parte dos trechos com linhas paralelas - também com curto-circuito em cada uma dessas linhas paralelas.

2. Havendo diversas conexões entre usinas ou sistemas de energia, o valor da tensão residual especificada em 3.2.108 deve ser verificado nas barras apenas das subestações ou usinas onde essas conexões estão conectadas, em caso de curto-circuito nas ligações e nas demais linhas alimentadas por esses barramentos, bem como nas linhas alimentadas por barramentos de subestações de comunicação.

3. A tensão residual deve ser verificada durante um curto-circuito no final da zona abrangida pelo primeiro estágio de proteção no modo de disparo de falta em cascata, ou seja, após o disparo do disjuntor do extremo oposto da linha pela proteção sem tempo atraso.

3.2.110. Em linhas simples com alimentação unidirecional de faltas polifásicas, a proteção de corrente de passo ou proteção de corrente e tensão de passo deve ser instalada. Se tais proteções não atenderem aos requisitos de sensibilidade ou velocidade de desligamento de falta (ver 3.2.108), por exemplo, nas seções principais, ou se isso for aconselhável com base na condição de coordenar a proteção de seções adjacentes com a proteção de seção em questão, deve ser fornecida proteção de distância gradual. Neste último caso, recomenda-se utilizar o corte de corrente sem retardo como proteção adicional.

Como regra, a proteção de sequência zero direcional ou não direcional de corrente de passo deve ser fornecida contra faltas à terra. A proteção deve ser instalada, via de regra, apenas nos lados de onde a energia pode ser fornecida.

Para linhas compostas por várias seções consecutivas, para fins de simplificação, é permitido usar proteção não seletiva de corrente e tensão escalonada (contra faltas multifásicas) e proteção escalonada de corrente de seqüência zero (contra faltas à terra) em combinação com dispositivos de religamento sequencial .

3.2.111. Em linhas únicas com alimentação de dois ou mais lados (este último em linhas com ramais), com e sem conexões de bypass, bem como em linhas incluídas em rede em anel com um ponto de alimentação, deve haver proteção contra curto-circuitos multifásicos distância é aplicada proteção (principalmente de três estágios), usada como backup ou primária (esta última - apenas em linhas de 110-220 kV).

Como proteção adicional, recomenda-se utilizar um corte de corrente sem retardo. Em alguns casos, é permitido utilizar um corte de corrente para atuar em caso de conexão errônea a um curto-circuito trifásico no local onde a proteção está instalada, quando o corte de corrente realizado para operação em outros modos não satisfaz o requisito de sensibilidade (ver 3.2.26).

Como regra, a proteção de sequência zero direcional ou não direcional de corrente de passo deve ser fornecida contra faltas à terra.

3.2.112. Como principal proteção contra faltas multifásicas na extremidade receptora das seções principais de uma rede em anel com um ponto de alimentação, recomenda-se o uso de proteção direcional de corrente de estágio único; em outras linhas simples (principalmente 110 kV), em alguns casos é permitida a utilização de proteção de corrente escalonada ou proteção de corrente e tensão escalonada, tornando-as direcionais se necessário. A proteção geralmente deve ser instalada apenas nos lados dos quais a energia pode ser fornecida.

3.2.113. Em linhas paralelas alimentadas em dois ou mais lados, e na extremidade alimentadora de linhas paralelas alimentadas em um lado, a mesma proteção pode ser usada nas linhas individuais correspondentes (ver 3.2.110 e 3.2.111).

Para acelerar a desconexão de faltas à terra e, em alguns casos, faltas entre fases em linhas com alimentação bilateral, proteção adicional pode ser usada para controlar a direção da alimentação em uma linha paralela. Esta proteção pode ser implementada na forma de uma proteção de corrente transversal separada (com a inclusão de um relé para corrente de seqüência zero ou correntes de fase) ou apenas na forma de um circuito de aceleração das proteções instaladas (corrente de seqüência zero, corrente máxima , distância, etc.) com potência de controle de direção em linhas paralelas.

Para aumentar a sensibilidade da proteção de seqüência zero, é possível prever a retirada de operação de seus estágios individuais quando o disjuntor de linha paralela estiver desconectado.

A proteção diferencial direcional transversal geralmente deve ser fornecida na extremidade receptora de duas linhas de alimentação paralelas de terminação única.

3.2.114. Se a proteção de acordo com 3.2.113 não atender aos requisitos de velocidade (ver 3.2.108), como proteção principal (ao operar duas linhas paralelas) na extremidade de alimentação de duas linhas paralelas de 110-220 kV com alimentação unidirecional e em duas linhas paralelas de 110 kV com alimentação bidirecional, a proteção direcional diferencial transversal pode ser usada principalmente em redes de distribuição.

Neste caso, no modo de operação de uma linha, bem como como backup na operação de duas linhas, é utilizada a proteção conforme 3.2.110 e 3.2.111. É possível ativar esta proteção ou seus estágios individuais pela soma das correntes de ambas as linhas (por exemplo, o último estágio da proteção de corrente de seqüência zero) para aumentar sua sensibilidade a danos a elementos adjacentes.

É permitida a utilização de proteção direcional diferencial transversal além da proteção de corrente escalonada de linhas paralelas de 110 kV para reduzir o tempo de desligamento de falta nas linhas protegidas nos casos em que, conforme condições de desempenho (ver 3.2.108), seu uso não é obrigatório .

3.2.115. Se a proteção de acordo com 3.2.111-3.2.113 não atender ao requisito de velocidade (ver 3.2.108), a proteção diferencial longitudinal e de alta frequência deve ser fornecida como a proteção principal de linhas simples e paralelas com fonte de alimentação bilateral .

Para linhas de 110-220 kV, recomenda-se realizar proteção básica utilizando bloqueio de alta frequência de distância e proteção direcional de sequência zero de corrente, quando apropriado devido a condições de sensibilidade (por exemplo, em linhas com ramais) ou simplificação de proteção.

Caso seja necessária a instalação de um cabo especial, a utilização de proteção diferencial longitudinal deverá ser justificada por um cálculo técnico e econômico.

Para monitorar a capacidade de manutenção dos fios de proteção auxiliares, devem ser fornecidos dispositivos especiais.

Nas linhas 330-350 kV, além da proteção de alta frequência, deve ser prevista a utilização de dispositivo para transmissão de sinal de disparo ou permissivo de alta frequência (para acelerar a ação da proteção de backup escalonada), caso este dispositivo seja fornecido para outros fins. Nas linhas de 500 kV é permitido instalar o dispositivo especificado especificamente para proteção de relés.

É permitida nos casos em que seja exigido pelas condições de velocidade (ver 3.2.108) ou sensibilidade (por exemplo, em linhas com ramais), a utilização de transmissão de sinal de trip para acelerar a ação da proteção de degrau de 110- Linhas de 220 kV.

3.2.116. Ao realizar a proteção básica de acordo com 3.2.115, o seguinte deve ser usado como backup:

• contra curtos-circuitos multifásicos, via de regra, proteção de distância, principalmente de três estágios;
• contra faltas à terra, proteção de sequência zero direcional ou não direcional de corrente de passo.

Em caso de desativação de longo prazo da proteção principal especificada em 3.2.115, quando esta proteção for instalada de acordo com o requisito de desconexão rápida da falta (ver 3.2.108), é permitido fornecer aceleração não seletiva de backup proteção contra faltas entre fases (por exemplo, com controle das sequências de valores de tensão contínua).

3.2.117. As principais proteções, estágios de alta velocidade da proteção de backup contra faltas multifásicas e os elementos de medição do dispositivo de religamento automático para linhas de 330-350 kV devem ter um projeto especial que garanta seu funcionamento normal (com os parâmetros especificados) sob condições de intenso processos eletromagnéticos transitórios e condutividade capacitiva significativa das linhas. Para este efeito deverá ser fornecido o seguinte:

• em kits de proteção e elementos de medição OAPV - medidas que limitam a influência de processos eletromagnéticos transitórios (por exemplo, filtros de baixa frequência);
• nas proteções de alta frequência de fase diferencial instaladas em linhas com extensão superior a 150 km, dispositivos para compensação de correntes causadas pela condutividade capacitiva da linha.

Ao ligar a proteção de alta velocidade para a soma das correntes de dois ou mais transformadores de corrente, caso seja impossível atender aos requisitos de 3.2.29, recomenda-se tomar medidas especiais para evitar a operação desnecessária da proteção no caso de danos externos (por exemplo, endurecimento da proteção) ou instale um conjunto separado de transformadores de corrente no circuito de linha para alimentar a proteção.

Nas proteções instaladas em linhas 330-500 kV equipadas com dispositivos de compensação capacitiva longitudinal, devem ser tomadas medidas para evitar o funcionamento excessivo da proteção em caso de danos externos causados ​​pela influência destes dispositivos. Por exemplo, podem ser usados ​​relés de direção de potência de seqüência negativa ou transmissão de sinal de habilitação. ¶×

As tarefas da proteção do relé, seu papel e finalidade são garantir a operação confiável dos sistemas de energia e o fornecimento ininterrupto de eletricidade aos consumidores. Isto se deve à crescente complexidade dos circuitos e ao crescimento das redes elétricas, à consolidação dos sistemas de energia e ao aumento da capacidade instalada de ambas as estações como um todo e da potência nominal unitária das unidades individuais. Isso, por sua vez, afeta a operação dos sistemas de energia: operação no limite de estabilidade, presença de longas linhas de comunicação intersistemas e aumento da probabilidade de desenvolvimento de acidentes em cadeia. Nesse sentido, os requisitos de velocidade, seletividade, sensibilidade e confiabilidade da proteção do relé estão aumentando. Dispositivos de proteção de relés usando dispositivos semicondutores estão se tornando cada vez mais difundidos. Seu uso abre mais oportunidades para a criação de proteção de alta velocidade.

Atualmente, dispositivos de proteção de relés microprocessados ​​​​foram desenvolvidos e começam a ser utilizados ativamente, o que permite aumentar ainda mais a velocidade e a confiabilidade da proteção e reduzir os custos de seu reparo e manutenção.

1.2.2 Os parâmetros do transformador estão resumidos na Tabela 2.

TABELA 1.2

SELEÇÃO DE TIPOS DE DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO DE RELÉ

Proteção de relé de linha aérea de 110 kV.

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N º do documento.

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Esquema de cálculo

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3. Cálculo de correntes de curto-circuito.
3.1 Cálculo das resistências de sequência direta dos elementos do circuito.
Os cálculos de resistência são realizados em unidades nomeadas (Ohms), a uma tensão de base Ub=115 kV.
O circuito equivalente é mostrado na Fig.

C1: X 1 = X *s * = 1,3* = 9,55 Ohm
X 2 =X batidas *l* =0,4*70* =28 Ohm
X 3 = X batidas. *l* =0,4*45* = 18 Ohm
X 4 = X batidas *l* =0,4*30* = 12 Ohm
X 5 = X batidas *l* =0,4*16* = 6,4 Ohm
T 6 = * = * =34,72 Ohm
T 7 = * = * =220,4 Ohm
X 3,4 =18+12=30Ohm

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X 2,4 = = 14,48 Ohm

X 1-4 =9,55+14,48=24,03 Ohm

X 1-5 =24,03+6,4=30,34

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I (3) (k 1) = =2,76 kA
I (3) (k 2) = = =2,18 kA
I (3) (k 3) = = =0,26 kA

3.2 Cálculo das correntes de curto-circuito monofásico à terra no ponto K-2.

C1: X 1 = X *s * = 1,6* = 11,76 Ohm
X 2 =X batidas *l* =0,8*70* =56 Ohm
X 3 = X batidas. *l* =0,8*45* = 36 Ohm
X 4 = X batidas *l* =0,8*30* = 24 Ohm
X 5 = X batidas *l* =0,8*16* = 12,8 Ohm

X 3,4 =36+24= 60Ohm

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X 2,3,4 =(60*56)/(60+56)= 28,97 Ohm

X 1-4 =11,76+28,97Ohm

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X 1-4,6 =(40,73*34,72)/(40,73+34,72)=18,74 Ohm

X 1-6 =18,74+12,8=31,54 Ohm

X res.0 (k2) = 31,54 Ohm
3I 0(k2) = = = 2,16 kA

3.6 Cálculo das correntes de curto-circuito nos pontos K-4 e K-5.

Ub = Umin = 96,6 kV	Ub = Umax = 126 kV
X 10 = X s1,2 = X s1,2 média. * = 24,03* = 16,96 Ohm	X 10 = X s1,2 = X s1,2 média. * = 24,03* = 28,85 Ohm
Xc = Xc av* = = 16,96 Ohm	Xc = Xc av* = = 28,85 Ohm
XT(-PO) = * = =41,99	U para (+ N) =U para nom. + =17,5+ = 18,4 Xt (+ N) = * * =71,44 Ohm
Znw =0,3*1,5* = 38,01 Ohm	Z nw =0,3*1,5* = 64,8 Ohm
Ponto K-4
Hrez(k4)=Xs+Htv(-ro)=16,96+41,99=58,95 Ohm	Hz(k4)=Xs+Xtv(+N)=28,85+71,44=100,29 Ohm
I (3) no máximo = =0,95kA	I (3) no máximo = =0,73 kA
O valor real da corrente de curto-circuito no ponto K-4, relativo a uma tensão de 37 kV
I (3) no máximo = 0,95* =8,74 kA	I (3) no máximo =0,73* =8,76 kA
Ponto K-5
Nome da quantidade 115kV 10kV Eu não. = = =207,59 = =2099,74 K eu 300/5 3000/5 Eu nom., em = = =3,46 = =3,5 Valores aceitos Inom HV, Inom LV 3,4 3.5 Gama de comutadores em carga, Balanço do comutador em carga Folha N º do documento. Assinatura data Folha KP.140408.43.06.PZ 4. Proteção de relé. 4.1 Proteção de linha com fonte de alimentação unidirecional. 4.1.1 Cálculo da proteção de corrente de dois estágios contra curtos-circuitos fase-fase da linha W. Cálculo do corte de corrente sem retardo de curtos-circuitos fase-fase (estágio I). 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) O tempo de resposta do corte de corrente é assumido como 0,1s Cálculo da proteção de corrente máxima com atraso de curto-circuito fase-fase (estágio II). 1)I II sz Kots*Ksz/Kv)*Iload.max=(1,2*2/0,8)*0,03=0,09kA Iload.max=Snom.t./ =6,3/ =0,03 kA 2) Kch= I (2) k-3min/Is.z. Eu 1 1,2=0,26*0,87/0,09=2,51 3) I (11) cr.r.=I (11) cz*Ksh/K1=0,09*1/(100/5)=0,0045 kA 4) O tempo de resposta do MTZ é selecionado de acordo com a condição de concordância com o MTZ do tr-ra. t II sz=tsz(mtz t-raT)+ t=2+0,4=2,4s 4.1.2. Cálculo da proteção de corrente de dois estágios contra curto-circuito à terra da linha W. Cálculo de correntes de corte de sequência zero sem retardo (1 estágio). 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) O tempo de resposta do corte de corrente é assumido como 0,1 s. Cálculo da proteção de corrente de seqüência zero com retardo de tempo (2º estágio). 1)I 11 0сз Kots*Inb.max=Kots*Kper*Knb*Icalc.=1,25*1*0,05*0,26=0,02 kA Eu aceito 11 0сз=60А 2)I (11) 0ср=I (11) 0сз*Ксх/К I =60*1/(100/5)=3 kA 3)Kch=3I0k-2min/I (11) 0сз 1,5=2,16/0,06=36 4)tсз II =tсз I + t=0,1+0,4=0,5с 4.2 Cálculo da proteção do transformador. 4.2.1 Proteção contra gases. É o principal contra todos os danos no interior do tanque do transformador. Os danos aos transformadores que ocorrem no interior de sua carcaça são acompanhados de arco elétrico ou aquecimento de peças, o que leva à decomposição de óleos e materiais isolantes e à formação de gases voláteis. Por serem mais leves que o óleo, os gases sobem para o conservador, que é a parte mais alta do transformador. O relé de gás é instalado em uma tubulação que conecta a carcaça do transformador ao expansor para que o fluxo de gás e óleo passe por ele, entrando no expansor em caso de avaria no transformador. O relé de gás reage à velocidade do movimento do óleo em caso de dano no transformador. Com pequenos danos, a formação de gás ocorre lentamente e sobe em pequenas bolhas até o expansor. Neste caso, a proteção atua sobre o sinal. Se o dano ao transformador for significativo, então os gases são formados rapidamente e a proteção atua para desligar. Para um transformador com comutador de derivação em carga, são fornecidos 2 relés de gás: um para o tanque do transformador e outro para o tanque do comutador de derivação em carga. Folha N º do documento. Assinatura data Folha KP.140408.43.06.PZ Realizada por proteção microprocessada do tipo “Sirius-T”. Nome da quantidade Designação e método de determinação Valor numérico para lado 115kV 10kV Corrente primária na lateral do transformador protegido, correspondente à sua potência nominal, A Eu não. = = =207,59 = =2099,74 Relação de transformação de transformadores de corrente K eu 300/5 3000/5 Corrente secundária nos braços de proteção correspondente à potência nominal do transformador protegido Eu nom., em = = =3,46 = =3,5 Valores aceitos Inom HV, Inom LV 3,4 3.5 Gama de comutadores em carga, Balanço do comutador em carga 100*(176-96,5)/(2*111,25)=13 Mudar Folha N º do documento. Assinatura data Folha KP.140408.43.06.PZ 4.2.2 Corte diferencial. A configuração deve ser selecionada a partir de duas condições: - dessintonia da corrente de partida da corrente de magnetização do transformador de potência. - dessintonização da corrente máxima de desequilíbrio primário durante o modo transitório do curto-circuito externo calculado. Desafinação da corrente de magnetização de irrupção. Quando o transformador de potência é ligado no lado de tensão mais alta, a relação entre a corrente de irrupção de magnetização e a amplitude da corrente nominal do transformador protegido não excede 5. Isso corresponde à razão entre a amplitude da corrente de irrupção de magnetização e o valor efetivo da corrente nominal do primeiro harmônico igual a 5 = 7. O corte reage ao valor instantâneo e é igual a 2,5*Idif./Inom. A configuração mínima possível para o primeiro harmônico é Idiff/Inom = 4, o que contribui para 2,5 * 4 = 10 em termos de relação de amplitude. A comparação dos valores obtidos indica que o corte para valores instantâneos está ajustado a possíveis surtos da corrente magnetizante. Os cálculos mostram que o valor efetivo do primeiro harmônico da corrente de irrupção magnetizante não excede 0,35 da amplitude de irrupção. Se a amplitude for igual a 7 valores rms da corrente nominal, então o valor rms do primeiro harmônico é 7*0,35=2,46. Portanto, mesmo com configuração mínima de 4 In. O corte é ajustado contra surtos de corrente magnetizante e quando regulado para o primeiro harmônico da corrente diferencial. Desajuste da corrente de desequilíbrio durante curto-circuito externo. Para dessintonizar a corrente de desequilíbrio durante um curto-circuito externo, existem fórmulas que levam em consideração todos os três componentes da corrente de desequilíbrio. Mas com pequenas relações máximas de transformadores de corrente domésticos, a amplitude da corrente de desequilíbrio pode atingir a amplitude da corrente máxima de curto-circuito externo. Mudar Folha N º do documento. Assinatura data Folha KP.140408.43.06.PZ Nestas condições, recomenda-se selecionar a configuração de acordo com a condição: Idiff/Inom Kots*Knb(1)*Ikz.in.max onde Knb(1) é a razão entre a amplitude do primeiro harmônico da corrente de desequilíbrio e a amplitude reduzida do componente periódico da corrente de falta externa. Se um TC com corrente nominal secundária de 5A for usado em ambos os lados de alta e baixa tensão, Knb(1)=0,7 pode ser considerado. Se um TC com corrente nominal secundária de 1A for usado no lado HV, então Knb(1)=1,0 deverá ser considerado. O coeficiente de desafinação (Cots) é assumido como 1,2. Is.in.max é a relação entre a corrente de curto-circuito calculada externamente e a corrente nominal do transformador. Se uma corrente direta Irms passar pelo transformador protegido, ela poderá transportar uma corrente diferencial. Idif.=(Nper*Kodn*E+ Urpn+ fadd.)*Iskv=(2*1,0+0,13+0,04)*Iskv=0,37*Iskv. Ao derivar esta fórmula, assumiu-se que um CT opera com precisão, o segundo apresenta um erro igual a Idiff. Vamos apresentar o conceito de coeficiente de redução da corrente de frenagem. Ksn.t.=Ibr./Iskv.=1-0,5*(Nper*Codn.*E + Uрпн+ modismo)/Ksn.t.=100*1.3*(2*1*0.1+0.13+0.04)/0.815=59 O segundo ponto de interrupção da característica de frenagem: It 2 ​​​​/Inom determina o tamanho da segunda seção da característica de frenagem. Em modos de carga e similares, a corrente de frenagem é igual à corrente de passagem. O aparecimento de faltas por curva altera apenas ligeiramente as correntes primárias, de modo que a corrente de frenagem permanece quase inalterada. Para alta sensibilidade a faltas por manobra, a segunda seção deve incluir o modo de carga nominal (Im/Inom=1), o modo de sobrecargas de longo prazo permitidas (Im/Inom=1,3). É desejável que a segunda seção também inclua modos de possíveis sobrecargas de curto prazo (partida automática do motor após chave de transferência automática, correntes de partida de motores potentes, se houver). Folha N º do documento. Assinatura data Folha KP.140408.43.06.PZ A configuração de bloqueio do segundo harmônico I g/I g1, baseada na experiência de empresas que já utilizam essa proteção há muito tempo, é recomendada no nível de 12-15% Eu considero I g2/I g1 = 0,15 Calculamos o coeficiente de sensibilidade para a rede em consideração. Corrente de proteção primária na ausência de frenagem: Iс.з=Inom*(I 1/Inom)=208*0,3=62,4 A. Ao verificar a sensibilidade da proteção, levamos em consideração que devido ao sentido de frenagem, não há corrente de frenagem durante faltas internas. Sensibilidade para curto-circuito bifásico no lado BT Kch=730*0,87/62,4=10,18 Conclusão: a sensibilidade é suficiente. 4.3 Proteção contra sobrecarga “Sirius-T”. A configuração do sinal de sobrecarga é assumida como: Isz=Kots*Inom/Kv=1,05*3,4/0,95=3,76, onde coeficiente de desafinação Kots=1,05; o coeficiente de retorno neste dispositivo é Kv=0,95. Recomenda-se determinar a corrente nominal Inom levando em consideração a possibilidade de aumentá-la em 5% na regulação da tensão. Para um transformador de 40 MVA, as correntes secundárias nominais no ramal intermediário nos lados de alta e baixa tensão são 3,4 e 3,5 A. Os valores de configuração de carga calculados são iguais. Lado HV:Ivn=1,05*1,05*3,4/0,95=3,95 A Lado LV: Inn = 1,05 * 1,05 * 3,5 / 0,95 = 4,06 A Se o transformador tiver um enrolamento dividido de BT, o controle de sobrecarga deverá ser realizado por dispositivos de proteção de entrada instalados nas chaves laterais de BT. A proteção atua em pneus com tсз=6с. Mudar Folha N º do documento. Assinatura data Folha KP.140408.43.06.PZ 4.4.1 Proteção de corrente máxima em relé microprocessado do tipo “Sirius-T” no lado AT de 110 kV. O cálculo dos parâmetros de operação (ajustes) da proteção de sobrecorrente consiste em selecionar a corrente de operação da proteção (primária); corrente de operação do relé. Além disso, é realizada uma verificação de cálculo do transformador de corrente. Selecionando a corrente operacional. As configurações de corrente da proteção de corrente máxima devem garantir que a proteção de desligamento não funcione durante sobrecargas sucessivas e a sensibilidade necessária para todos os tipos de curto-circuitos na zona principal e na zona de backup. Isz=Ksz*Ksh/Ktt=265*1/(300/5)=4,42 A Verificando a sensibilidade da proteção contra sobrecorrente. 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 Conclusão: a sensibilidade do MTZ é suficiente, de acordo com o PUE. Eu escolho o tempo de resposta do MTZ como 1 segundo 4.4.2 Proteção máxima de corrente em relé microprocessado do tipo “Sirius-UV” no lado BT 10 kV. Corrente de disparo de proteção. Isz=Custo/Kv*In.máx=1,2/0,95*2099,74=2652,3 2099,74 - selecionado de acordo com a corrente nominal do tr-ra Coeficiente de retorno de 0,95 do relé Sirius. A corrente de operação da proteção é assumida como Iсз = 2652 A. Corrente operacional do relé. Isz=Ksz*Ksh/Ktt=2652*1/(3000/5)=4,42A Verificando a sensibilidade do MTZ. Kch Ik (2) min.nn./Iсз=0,87*7050/2652=2,31 1,5 Conclusão: a sensibilidade do MTZ é suficiente, de acordo com o PUE. Mudar Folha N º do documento. Assinatura data Folha KP.140408.43.06, PZ Trazendo correntes para o estágio LV Ic.nn.=Ic.in*Uin/Unn=730*(96,58/10)=7050 A Comece pela tensão. Cálculo da proteção de sobrecorrente com partida por tensão combinada instalada no lado de 10,5 kV. A tensão de resposta da proteção primária para o relé de tensão mínima sob a condição de desafinação da tensão de partida automática ao ligar os motores de carga freada de AR ou AR e sob a condição de garantir o retorno do relé após desconectar o curto-circuito externo é aceito: Usз=0,6 Unom=0,6*10500=6300V Neste caso, a tensão de operação do relé de mínima tensão será: Usr=Usz/Kch=0,6*10500/(10500/100)=60 V. O relé RN-54/160 é aceito para instalação Para um relé-filtro de tensão, a sequência inversa da tensão de resposta da proteção é tomada de acordo com a condição de dessintonia da tensão de desequilíbrio no modo de carga. U2сз 0,06*Unom=0,06*10500=630V Tensão de resposta do filtro-relé de tensão de seqüência negativa. U2ср=U2сз/К U =630/(10500/100)=6V O relé de filtro RSN-13 é aceito como configuração. Verificação da sensibilidade da tensão durante um curto-circuito no ponto 5 para um relé de tensão mínima. KchU=Uсз*Кв/Uз.max=6,3*1,2/4,1=1,84 1,2 onde Uз.max= 3*I (3) k-4max*Zkw.min= *5280*0,45=4,1 kV aqui I (3) k-4max é a corrente de curto-circuito trifásica no final da linha do cabo no modo de operação máximo (modo 9) -para filtro de relé de tensão de sequência negativa. Mudar Folha N º do documento. Assinatura data Folha KP.140408.43.06.PZ KchU2=U2з.min/U2сз=3,2/0,63=5,08 1,2 onde 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 aqui I 2 max é a corrente de sequência negativa no local onde a proteção é instalada durante um curto-circuito entre duas fases no final da linha do cabo em modo de operação máximo. Pode ser aceito: I 2 máx=I (3) k-4.max/2=I (2) k-4.max/2 A seleção dos atrasos de proteção é realizada de acordo com um princípio gradual 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) onde tсз.св-10 é o tempo de resposta da proteção na chave seccional de 10 kV O nível de seletividade t é adotado para o relé temporizado RV-0,1 t=0,3s, para o relé temporizado RV-128 t=0,5s. Mudar Folha N º do documento. Assinatura data Folha KP.140408.43.24.PZ 6. Cálculo do erro de 10 por cento dos transformadores de corrente TFND-110. Taxa de transformação =100/5 Fator estimado de erro de 10 por cento: K (10) calc.=1,1*Is/I1nom.=1,1*1440/100=15,84 A carga secundária permitida Z2add. é determinada usando a curva de erro de 10 por cento. Z2adicionado=2 Ohm Z2add.=Zp+Rpr+R 0,05 trans. Zp = 0,25Ohm Z2add.=Zp+Rpr+Rtrans. Rpr = 2-0,25-0,05 = 1,7 Ohm q= *l/ Rpr=0,0285*70/1,7=1,17