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ENCICLOPÉDIA DE RÁDIO ELETRÔNICA E ENGENHARIA ELÉTRICA
Seção 3. Proteção e automação Proteção do relé. Requerimentos gerais
Enciclopédia de eletrônica de rádio e engenharia elétrica / Regras para a instalação de instalações elétricas (PUE) 3.2.2. As instalações elétricas devem estar equipadas com dispositivos de proteção de relés projetados para: a) desconexão automática do elemento danificado do restante da parte não danificada do sistema elétrico (instalação elétrica) por meio de interruptores; Se a falta (por exemplo, uma falta à terra em redes com neutro isolado) não perturbar diretamente o funcionamento do sistema elétrico, a proteção do relé poderá atuar apenas no sinal. b) responder a condições operacionais perigosas e anormais de elementos do sistema elétrico (por exemplo, sobrecarga, aumento de tensão no enrolamento do estator de um hidrogerador); Dependendo do modo de funcionamento e das condições de funcionamento da instalação elétrica, deve-se realizar a proteção do relé para atuar sobre o sinal ou para desligar aqueles elementos que, se deixados em funcionamento, podem causar danos. 3.2.3. Para reduzir o custo das instalações elétricas, devem ser utilizados fusíveis ou fusíveis abertos em vez de disjuntores e relés de proteção se:
Ao utilizar fusíveis ou links fusíveis abertos, dependendo do nível de assimetria no modo fase aberta e da natureza da carga fornecida, deve-se considerar a necessidade de instalação de proteção contra modo fase aberta na subestação receptora. 3.2.4. Os dispositivos de proteção de relés devem garantir o menor tempo possível de desligamento por curto-circuito, a fim de manter o funcionamento ininterrupto da parte não danificada do sistema (funcionamento estável do sistema elétrico e das instalações elétricas dos consumidores, garantindo a possibilidade de restaurar o funcionamento normal através do funcionamento bem-sucedido de religamento automático e chaves de transferência automática, partida automática de motores elétricos, sincronização, etc.) e restrições de área e grau de dano ao elemento. 3.2.5. A proteção do relé atuando no desligamento, via de regra, deve garantir a seletividade de atuação, de forma que caso algum elemento da instalação elétrica seja danificado, apenas esse elemento danificado seja desligado. É permitida ação não seletiva de proteção (corrigível por ação subseqüente de religamento automático ou religamento automático): a) assegurar, se necessário, a aceleração do disparo do curto-circuito (ver 3.2.4); b) quando utilizar circuitos elétricos principais simplificados com separadores nos circuitos de linhas ou transformadores, desconectar o elemento danificado em tempo morto. 3.2.6. Dispositivos de proteção de relés com retardos que garantam a seletividade de ação são permitidos se: ao desconectar um curto-circuito com retardos, os requisitos de 3.2.4 forem atendidos; a proteção atua como um backup (ver 3.2.15). 3.2.7. O funcionamento confiável dos relés de proteção (funcionamento quando surgem condições de funcionamento e não funcionamento na sua ausência) deve ser garantido pela utilização de dispositivos que, em seus parâmetros e design, correspondam à finalidade pretendida, bem como pela manutenção adequada destes dispositivos. Se necessário, medidas especiais devem ser utilizadas para melhorar a confiabilidade operacional, em particular redundância de circuito, monitoramento contínuo ou periódico das condições, etc. A probabilidade de ações erradas por parte do pessoal de manutenção ao realizar operações necessárias com proteção de relé também deve ser levada em consideração. 3.2.8. Se houver proteção de relé com circuitos de tensão, deverão ser fornecidos os seguintes dispositivos:
3.2.9. Ao instalar proteção de relé de alta velocidade em linhas de energia com pára-raios tubulares, deve-se desvincular a operação dos pára-raios, para os quais:
3.2.10. Para proteção de relés com retardo de tempo, em cada caso específico, é necessário considerar a viabilidade de fornecer proteção contra o valor inicial da corrente ou resistência durante um curto-circuito, a fim de excluir falhas na operação da proteção (devido à atenuação do curto-circuito). correntes do circuito ao longo do tempo, como resultado da ocorrência de oscilações, aparecimento de arco no ponto de dano e etc.). 3.2.11. As proteções em redes elétricas de 110 kV e superiores devem possuir dispositivos que bloqueiem sua ação durante oscilações ou movimentos assíncronos, caso tais oscilações ou movimentos assíncronos sejam possíveis nessas redes, durante os quais a proteção pode ser acionada desnecessariamente. Também é possível utilizar dispositivos semelhantes para linhas abaixo de 110 kV conectando fontes de alimentação (com base na probabilidade de oscilações ou movimentos assíncronos e nas possíveis consequências de desligamentos desnecessários). É permitido realizar proteção sem bloqueio durante oscilações, se a proteção contra oscilações for ajustada a tempo (o tempo de atraso da proteção é de cerca de 1,5-2 s). 3.2.12. A ação da proteção do relé deve ser registrada através da indicação dos relés, indicadores de disparo embutidos no relé, contadores de disparo ou outros dispositivos na medida necessária para registrar e analisar a operação da proteção. 3.2.13. Dispositivos que registram a ação da proteção do relé no desligamento devem ser instalados de forma que a ação de cada proteção seja sinalizada e, no caso de proteção complexa - suas partes individuais (diferentes estágios de proteção, conjuntos separados de proteção contra diferentes tipos de danos, etc. .). 3.2.14. Cada elemento da instalação elétrica deve ser dotado de uma proteção básica projetada para atuar em caso de danos em todo o elemento protegido com um tempo menor que o das demais proteções instaladas neste elemento. 3.2.15. Para operar em caso de falhas de proteções ou chaves de elementos adjacentes, deve ser fornecida proteção de backup projetada para fornecer ação de backup de longo prazo. Se a proteção principal de um elemento tiver seletividade absoluta (por exemplo, proteção de alta frequência, proteção diferencial longitudinal e transversal), então deve ser instalada proteção de backup neste elemento, desempenhando as funções não apenas de longo alcance, mas também de curto alcance. backup de faixa, ou seja, operar em caso de falha da proteção principal deste elemento ou retirá-lo de operação. Por exemplo, se a proteção de fase diferencial for usada como proteção principal contra curtos-circuitos entre fases, então a proteção de distância de três estágios poderá ser usada como backup. Se a proteção principal de uma linha de 110 kV e superior tiver seletividade relativa (por exemplo, proteção escalonada com atrasos de tempo), então:
3.2.16. Para uma linha de transmissão de energia de 35 kV e superior, a fim de aumentar a confiabilidade da desconexão de uma falta no início da linha, um corte de corrente sem retardo de tempo pode ser fornecido como proteção adicional, desde que sejam atendidos os requisitos de 3.2.26. XNUMX são atendidos. 3.2.17. Se o fornecimento total de redundância de longo alcance estiver associado a uma complicação significativa de proteção ou for tecnicamente impossível, é permitido o seguinte: 1) não reservar desconexões de curto-circuito atrás de transformadores, em linhas reagidas, linhas de 110 kV e superiores na presença de backup de curto alcance, no final de um longo trecho adjacente de uma linha de 6-35 kV; 2) possuir redundância de longo alcance apenas para os tipos de danos mais comuns, sem levar em conta modos raros de operação e levando em consideração a ação em cascata de proteção; 3) prever ação não seletiva de proteção durante curto-circuito em elementos adjacentes (com ação de backup de longo alcance) com possibilidade de desenergização de subestações em alguns casos; ao mesmo tempo, é necessário, se possível, garantir que estes desligamentos não seletivos sejam corrigidos pela ação de um religamento automático ou de um sistema de transferência automática. 3.2.18. Dispositivos de backup em caso de falha do disjuntor (proteção contra falha do disjuntor) devem ser fornecidos em instalações elétricas de 110-500 kV. É permitido não prever proteção contra falha de disjuntor em instalações elétricas de 110-220 kV, observadas as seguintes condições: 1) a sensibilidade necessária e os tempos de desconexão aceitáveis dos dispositivos de backup de longo alcance são garantidos em condições de estabilidade; 2) quando a proteção de backup está em vigor, não há perda de elementos adicionais devido à desconexão de chaves não diretamente adjacentes à chave com falha (por exemplo, não há barramentos seccionais ou ramais com ramais). Nas usinas com geradores que possuem resfriamento direto dos condutores dos enrolamentos do estator, para evitar danos aos geradores em caso de falhas dos disjuntores de 110-500 kV, deve ser fornecido um sistema de proteção contra falhas do disjuntor, independentemente de outras condições . Se um dos interruptores do elemento danificado (linha, transformador, barramentos) da instalação elétrica falhar, o sistema de proteção contra falha do disjuntor deverá atuar para desconectar os interruptores adjacentes ao que falhou. Se a proteção estiver conectada a transformadores de corrente remotos, a proteção contra falha do disjuntor também deverá operar durante um curto-circuito na área entre esses transformadores de corrente e o disjuntor. É permitida a utilização de sistemas simplificados de proteção contra falhas de disjuntores que operam durante curtos-circuitos com falhas de interruptores não em todos os elementos (por exemplo, apenas durante curtos-circuitos nas linhas); na tensão de 35-220 kV, além disso, é permitida a utilização de dispositivos que atuam apenas para desconectar a chave do barramento (seccional). Se a eficácia da redundância de longo alcance for insuficiente, deverá ser considerada a necessidade de aumentar a fiabilidade da redundância de curto alcance, além da falha do disjuntor. 3.2.19. Ao realizar a proteção de backup na forma de um conjunto separado, ela deve ser implementada, via de regra, de forma que seja possível verificar ou reparar separadamente a proteção principal ou de backup durante a operação do elemento. Neste caso, as proteções principal e de backup devem, via de regra, ser alimentadas por diferentes enrolamentos secundários dos transformadores de corrente. A alimentação da proteção principal e de backup de linhas de energia de 220 kV e superiores deve, via de regra, ser realizada a partir de diferentes disjuntores automáticos de corrente contínua. 3.2.20. A sensibilidade dos principais tipos de proteção do relé deve ser avaliada usando um coeficiente de sensibilidade determinado por:
Os valores calculados das grandezas devem ser estabelecidos com base nos tipos de danos mais desfavoráveis, mas para o modo de operação realisticamente possível do sistema elétrico. 3.2.21. Ao avaliar a sensibilidade das proteções básicas, é necessário partir do fato de que devem ser garantidos os seguintes coeficientes mínimos de sensibilidade: 1. Proteção máxima de corrente com e sem partida de tensão, direcional e não direcional, bem como proteção de corrente monoestágio direcional e não direcional, incluída nos componentes de sequência negativa ou zero:
Para proteção máxima de corrente de transformadores com baixa tensão de 0,23-0,4 kV, o fator de sensibilidade mais baixo pode ser de cerca de 1,5. 2. Proteção escalonada de corrente ou corrente e tensão, direcional e não direcional, incluída para correntes e tensões completas ou para componentes de sequência zero:
3. Proteção de distância contra curtos-circuitos multifásicos:
4. Proteção diferencial longitudinal de geradores, transformadores, linhas e outros elementos, bem como proteção diferencial total de barramentos - cerca de 2,0; para o elemento de partida de corrente de proteção de distância diferencial incompleta dos barramentos de tensão do gerador, a sensibilidade deve ser de cerca de 2,0, e para o primeiro estágio de proteção de corrente diferencial incompleta dos barramentos de tensão do gerador, feito em forma de corte, a sensibilidade deve ser de cerca de 1,5 (com curto-circuito nos barramentos). Para proteção diferencial de geradores e transformadores, a sensibilidade deve ser verificada durante curto-circuito nos terminais. Neste caso, independentemente dos valores do coeficiente de sensibilidade para hidrogeradores e turbogeradores com resfriamento direto dos condutores do enrolamento, a corrente de resposta da proteção deve ser considerada menor que a corrente nominal do gerador (ver 3.2.36). Para autotransformadores e transformadores elevadores com potência igual ou superior a 63 MVA, recomenda-se que a corrente de operação excluindo frenagem seja menor que a nominal (para autotransformadores - menor que a corrente correspondente à potência típica). Para outros transformadores com capacidade igual ou superior a 25 MVA, recomenda-se que a corrente de operação sem levar em conta a frenagem não exceda 1,5 vezes a corrente nominal do transformador. É permitido reduzir o coeficiente de sensibilidade para proteção diferencial de um transformador ou unidade gerador-transformador para um valor de cerca de 1,5 nos seguintes casos (nos quais garantir um coeficiente de sensibilidade de cerca de 2,0 está associado a uma complicação significativa de proteção ou é tecnicamente impossível):
Para o modo de alimentação de tensão aos barramentos danificados, ao ligar um dos elementos de potência, é possível reduzir o coeficiente de sensibilidade da proteção diferencial dos barramentos para um valor em torno de 1,5. O coeficiente especificado de 1,5 também se aplica à proteção diferencial do transformador durante um curto-circuito atrás do reator instalado no lado de baixa tensão do transformador e incluído na zona de sua proteção diferencial. Se houver outras proteções que cubram o reator e atendam aos requisitos de sensibilidade para um curto-circuito atrás do reator, a sensibilidade da proteção diferencial do transformador durante um curto-circuito neste ponto poderá não ser fornecida. 5. Proteção direcional diferencial transversal de linhas paralelas:
6. Proteções direcionais com bloqueio de alta frequência:
7. Proteção de alta frequência de fase diferencial:
8. Cortes de corrente sem retardo, instalados em geradores com potência de até 1 MW e transformadores, com curto-circuito no local de instalação da proteção - cerca de 2,0. 9. Proteção contra faltas à terra em linhas de cabos em redes com neutro isolado (atuando em sinal ou em desligamento):
10. A proteção contra faltas à terra em linhas aéreas em redes com neutro isolado, atuando em sinal ou desligamento, é de cerca de 1,5. 3.2.22. Na determinação dos fatores de sensibilidade especificados em 3.2.21, parágrafos 1, 2 e 5, deve-se levar em consideração o seguinte: 1. A sensibilidade de potência de um relé indutivo de direção de potência é verificada somente quando ele é ligado para os componentes de correntes e tensões de sequência negativa e zero. 2. A sensibilidade do relé de direção de potência, feita de acordo com o circuito de comparação (valores absolutos ou fases), é verificada: quando ligado em corrente total e tensão - por corrente; ao ligar os componentes de correntes e tensões, sequências negativas e zero - em corrente e tensão. 3.2.23. Para geradores operando em barramentos, a sensibilidade da proteção de corrente contra faltas à terra no enrolamento do estator atuando no disparo é determinada pela sua corrente de operação, que não deve ser superior a 5 A. Excepcionalmente, é permitido aumentar a corrente de operação para 5,5 A. Para geradores operando em bloco com transformador, o coeficiente de sensibilidade de proteção contra faltas à terra monofásicas abrangendo todo o enrolamento do estator deve ser de no mínimo 2,0; para proteger a tensão de seqüência zero, que não cobre todo o enrolamento do estator, a tensão de operação não deve ser superior a 15 V. 3.2.24. A sensibilidade da proteção em corrente alternada de operação, realizada de acordo com o circuito com deshunt dos eletroímãs de disparo, deve ser verificada levando em consideração o erro real de corrente dos transformadores de corrente após deshunt. Neste caso, o valor mínimo do coeficiente de sensibilidade dos eletroímãs de desligamento, determinado para a condição de seu funcionamento confiável, deverá ser aproximadamente 20% maior que o aceito para as proteções correspondentes (ver 3.2.21). 3.2.25. Os coeficientes de sensibilidade mais baixos para proteção de backup durante um curto-circuito na extremidade de um elemento adjacente ou no mais remoto de vários elementos consecutivos incluídos na zona de redundância devem ser (ver também 3.2.17):
Ao avaliar a sensibilidade dos estágios de proteção de backup que fornecem backup de curto alcance (ver 3.2.15), deve-se proceder dos coeficientes de sensibilidade dados em 3.2.21 para as proteções correspondentes. 3.2.26. Para cortes de corrente sem retardo, instalados nas linhas e desempenhando as funções de proteção adicional, o coeficiente de sensibilidade deve ser em torno de 1,2 para curto-circuito no local onde a proteção está instalada no modo de sensibilidade mais favorável. 3.2.27. Se a ação da proteção de um elemento subsequente for possível devido a uma falha por sensibilidade insuficiente da proteção do elemento anterior, então as sensibilidades dessas proteções deverão ser coordenadas entre si. É permitido não coordenar os estágios dessas proteções, destinadas ao backup de longo alcance, caso a falha na desconexão do curto-circuito por sensibilidade insuficiente da proteção do elemento subsequente (por exemplo, proteção de sequência negativa de geradores, autotransformadores) possa levar a consequências graves. 3.2.28. Em redes com neutro solidamente aterrado, com base nas condições de proteção do relé, deve-se selecionar tal modo de aterramento dos neutros dos transformadores de potência (ou seja, a colocação de transformadores com neutro aterrado), no qual os valores das correntes e tensões durante faltas à terra garantem a operação da proteção do relé dos elementos da rede em todos os modos de operação possíveis do sistema elétrico. Para transformadores elevadores e transformadores com alimentação de duas e três vias (ou alimentação significativa de motores elétricos síncronos ou compensadores síncronos) com isolamento incompleto do enrolamento no lado de saída do neutro, via de regra, a ocorrência de um modo de operação inaceitável para devem ser excluídos com neutro isolado em barras separadas ou um trecho de rede 110-220 kV com falta à terra monofásica (ver 3.2.63). 3.2.29. Os transformadores de corrente destinados a alimentar os circuitos de corrente dos dispositivos de proteção de relés de curto-circuito devem atender aos seguintes requisitos: 1. Para evitar operações desnecessárias de proteção durante um curto-circuito fora da área protegida, o erro (total ou atual) dos transformadores de corrente, via de regra, não deve ultrapassar 10%. Erros maiores são permitidos na utilização de proteção (por exemplo, proteção diferencial de pneus com frenagem), cujo correto funcionamento em caso de erros maiores é garantido por meio de medidas especiais. Os seguintes requisitos devem ser atendidos:
Para proteções diferenciais de corrente (barramentos, transformadores, geradores, etc.), deve-se levar em consideração o erro total, para as demais proteções - o erro de corrente, e quando este é ligado pela soma das correntes de duas ou mais correntes transformadores e no modo de curto-circuito externo - o erro total. Ao calcular as cargas admissíveis nos transformadores de corrente, é permitido considerar o erro total como o inicial. 2. O erro de corrente dos transformadores de corrente, a fim de evitar falhas de proteção durante um curto-circuito no início da zona protegida, não deve exceder:
3. A tensão nos terminais do enrolamento secundário dos transformadores de corrente durante um curto-circuito na área protegida não deve exceder o valor permitido para o dispositivo de proteção do relé. 3.2.30. Os circuitos de corrente dos instrumentos elétricos de medição (juntamente com os medidores) e os relés de proteção devem ser conectados, via de regra, a diferentes enrolamentos dos transformadores de corrente. É permitido conectá-los a um enrolamento de transformadores de corrente, desde que atendidos os requisitos de 1.5.18 e 3.2.29. Ao mesmo tempo, nos circuitos de proteção, que, de acordo com o princípio de funcionamento, podem não funcionar corretamente em caso de interrupção dos circuitos de corrente, o acionamento dos instrumentos elétricos de medição é permitido apenas através de transformadores de corrente intermediários e desde que os transformadores de corrente atender aos requisitos de 3.2.29 com o circuito secundário dos transformadores de corrente intermediários aberto. 3.2.31. Recomenda-se a utilização de proteção com relés de ação direta, tanto primários quanto secundários, e proteção em corrente alternada de operação, se possível, e leva à simplificação e redução de custos da instalação elétrica. 3.2.32. Via de regra, os transformadores de corrente do elemento protegido devem ser utilizados como fonte de corrente operacional alternada para proteção contra curto-circuito. Também é possível utilizar transformadores de tensão ou transformadores auxiliares. Dependendo das condições específicas, deve-se utilizar um dos seguintes esquemas: com deshunt dos interruptores acionando eletroímãs, utilizando fontes de alimentação, utilizando carregadores com capacitor. 3.2.33. Os dispositivos de proteção de relés que forem retirados de serviço devido às condições da rede, seletividade de ação ou por outros motivos devem possuir dispositivos especiais para serem retirados de serviço pelo pessoal operacional. Para apoiar verificações e testes operacionais, os circuitos de proteção devem fornecer blocos de teste ou terminais de teste quando necessário.
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