Religamento automático (AR)

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Seção 3. Proteção e automação

Automação e telemecânica. Religamento automático (AR)

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Enciclopédia de eletrônica de rádio e engenharia elétrica / Regras para a instalação de instalações elétricas (PUE)

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3.3.2. Dispositivos de religamento automático devem ser fornecidos para restaurar rapidamente a energia aos consumidores ou às conexões intersistemas e intrasistemas, ligando automaticamente os disjuntores desabilitados pelos dispositivos de proteção do relé.

O reinício automático deve ser fornecido:

1) linhas aéreas e mistas (cabo aéreo) de todos os tipos com tensão superior a 1 kV. A recusa de utilização do religamento automático deve ser justificada em cada caso individual. Em linhas de cabos de 35 kV e inferiores, recomenda-se a utilização de religamento automático nos casos em que possa ser eficaz devido à probabilidade significativa de danos com a formação de um arco aberto (por exemplo, a presença de vários conjuntos intermediários, fonte de alimentação através de uma linha de diversas subestações), bem como para fins de correção de ações de proteção não seletivas. A questão da utilização de religamento automático em cabos de 110 kV e superiores deve ser decidida durante o projeto em cada caso individual, levando em consideração condições específicas;

2) barramentos de usinas e subestações (vide 3.3.24 e 3.3.25);

3) transformadores (ver 3.3.26);

4) motores elétricos críticos que são desligados para garantir a partida automática de outros motores elétricos (ver 3.3.38).

Para realizar o religamento automático de acordo com as cláusulas 1-3, dispositivos de religamento automático também devem ser fornecidos em bypass, barramentos e chaves seccionais.

Para economizar equipamentos, é permitida a instalação de religadores automáticos de grupo em linhas, principalmente cabos, e outras conexões de 6 a 10 kV. Neste caso, deve-se levar em consideração as desvantagens do dispositivo de religamento automático em grupo, por exemplo, a possibilidade de falha se, após a abertura do disjuntor de uma das conexões, o disjuntor da outra conexão for desligado antes do automático dispositivo de religamento retorna à sua posição original.

3.3.3. Os dispositivos de religamento automático devem ser projetados de forma que não funcionem quando:

1) desligamento do disjuntor por pessoal remotamente ou por telecontrole;

2) desconexão automática da proteção do relé imediatamente após ser ligado pelo pessoal remotamente ou por meio de controle remoto;

3) desconexão do disjuntor para proteção contra danos internos em transformadores e máquinas rotativas, automatismos de emergência, bem como nos demais casos de disparo do disjuntor quando a ação de religamento automático for inaceitável. O religamento automático após a ação da resposta de emergência (CAPR) deve ser realizado conforme 3.3.81.

Os dispositivos religadores automáticos devem ser projetados de forma que seja excluída a possibilidade de acionamento repetido de curto-circuito em caso de falha no circuito do dispositivo.

Os dispositivos AR devem ser feitos com reset automático.

3.3.4. Ao utilizar o religamento automático, como regra, devem ser tomadas providências para acelerar a ação da proteção do relé em caso de religamento automático mal sucedido. A aceleração da ação da proteção do relé após um religamento automático mal sucedido é realizada por meio de um dispositivo de aceleração após o acionamento do disjuntor, que, via de regra, também deve ser utilizado ao acionar o disjuntor por outros motivos (a partir da chave de controle , controle remoto ou dispositivo de transferência automática). Ao acelerar a proteção após ligar a chave, devem ser tomadas medidas contra um possível disparo da chave pela proteção sob a influência de um surto de corrente ao ligar devido ao acionamento não simultâneo das fases da chave.

Não se deve acelerar a proteção após ligar a chave, quando a linha já estiver energizada por outra chave (ou seja, quando houver tensão simétrica na linha).

Após o religamento automático, é permitido não acelerar a ação das proteções para linhas de 35 kV e inferiores, feitas em corrente alternada de operação, se isso exigir complicação significativa da proteção e do tempo de sua ação em caso de curto-circuito metálico próximo o local de instalação não excede 1,5 s.

3.3.5. Os dispositivos de religamento automático trifásico (TAAR) devem ser realizados principalmente com partida em caso de discrepância entre o comando operacional emitido anteriormente e a posição aberta do disjuntor; Também é permitido iniciar o dispositivo de religamento automático a partir da proteção.

3.3.6. Via de regra, podem ser utilizados dispositivos TAVR de ação simples ou dupla (este último - se for permitido nas condições de operação do disjuntor). Um dispositivo TAVR de dupla ação é recomendado para linhas aéreas, especialmente para linhas simples com alimentação unidirecional. Em redes de 35 kV e abaixo, recomenda-se o uso de dispositivos TAVR de dupla ação principalmente para linhas que não possuem redundância de rede.

Em redes com neutro isolado ou compensado, via de regra, o bloqueio do segundo ciclo de religamento automático deve ser utilizado em caso de falta à terra após o religamento automático do primeiro ciclo (por exemplo, devido à presença de tensões de seqüência zero) . O atraso do TAPR no segundo ciclo deve ser de pelo menos 15-20 s.

3.3.7. Para acelerar a restauração da operação normal da transmissão de energia, o atraso do dispositivo TAVR (especialmente para o primeiro ciclo de religamento automático de dupla ação em linhas com alimentação unidirecional) deve ser considerado o mínimo possível, levando em consideração levando em consideração o tempo de extinção do arco e deionização do meio no local da falta, bem como levando em consideração o tempo de prontidão do disjuntor e seu acionamento para religação.

O atraso do dispositivo TAVR em uma linha com alimentação bidirecional também deve ser selecionado levando em consideração a possível desconexão não simultânea de uma falta em ambas as extremidades da linha; neste caso, a duração da proteção destinada ao backup de longa distância não deve ser levada em consideração. É permitido não levar em consideração os diferentes tempos de desligamento dos interruptores nas extremidades da linha quando eles são desligados em decorrência da operação de proteção de alta frequência.

Para aumentar a eficiência do TAPV de ação simples, é permitido aumentar o seu retardo (se possível, levando em consideração o trabalho do consumidor).

3.3.8. Em linhas simples de 110 kV e superiores com alimentação unidirecional, para as quais é permitida uma transição para operação de longo prazo com duas fases em caso de falha do TAVR, o TAVR de dupla ação deve ser fornecido no final da alimentação da linha. A conversão da linha para operação bifásica pode ser realizada por pessoal no local ou por meio de controle remoto.

Para transferir uma linha após um religamento automático malsucedido para operação bifásica, deve ser fornecido controle fase por fase de seccionadores ou chaves nas extremidades de alimentação e recepção da linha.

Ao transferir uma linha para operação de longo prazo em duas fases, devem ser tomadas medidas, se necessário, para reduzir a interferência na operação das linhas de comunicação devido ao modo de operação de fase aberta da linha. Para tanto, é permitido limitar a potência transmitida pela linha em modo monofásico (se isso for possível nas condições de operação do consumidor).

Em alguns casos, se houver uma justificativa especial, também é permitida a interrupção do funcionamento da linha de comunicação durante o modo de fase aberta.

3.3.9. Nas linhas cuja desconexão não provoque interrupção da ligação elétrica entre as fontes geradoras, por exemplo em linhas paralelas com alimentação unidirecional, os dispositivos TAVR deverão ser instalados sem verificação de sincronismo.

3.3.10. Em linhas simples com alimentação bilateral (na ausência de conexões shunt), deve ser fornecido um dos seguintes tipos de religamento automático trifásico (ou combinações deles):

a) TAPV de ação rápida (BAPV)

b) TAPV não síncrono (NAPV);

c) TAPV com detecção de sincronização (TAPV US).

Além disso, o religador automático monofásico (SAAR) pode ser fornecido em combinação com vários tipos de TARES, se os disjuntores estiverem equipados com controle fase a fase e estabilidade da operação paralela de partes do sistema de potência no SAAR ciclo não é interrompido.

A escolha dos tipos de religamento automático é feita com base na totalidade das condições específicas de funcionamento do sistema e equipamento, atendendo às instruções de 3.3.11 - 3.3.15.

3.3.11. Recomenda-se fornecer religamento automático de alta velocidade, ou religamento simultâneo com atraso mínimo em ambas as extremidades, nas linhas conforme 3.3.10 para religamento automático, como regra, quando houver uma ligeira discrepância no ângulo entre o EMF vetores dos sistemas conectados. O BARP pode ser utilizado na presença de disjuntores que permitem o BARP, se após a ligação for garantida a preservação do funcionamento paralelo síncrono dos sistemas e o torque eletromagnético máximo dos geradores e compensadores síncronos for menor (levando em consideração a margem necessária) de o torque eletromagnético que ocorre durante um curto-circuito trifásico nos terminais da máquina.

A avaliação do momento eletromagnético máximo deverá ser feita para a máxima divergência angular possível durante o BARP. Dessa forma, o BAPV deve ser lançado somente quando for acionada a proteção de alta velocidade, cuja área de cobertura cobre toda a linha. O BARP deve ser bloqueado quando as proteções de backup são acionadas e bloqueado ou atrasado quando a proteção contra falha do disjuntor estiver operando.

Se, para manter a estabilidade do sistema de potência em caso de falha do BARP, for necessário um grande volume de impactos das automáticas de emergência, o uso do BARP não é recomendado.

3.3.12. O religamento automático não síncrono (NAPR) pode ser usado em linhas de acordo com 3.3.10 (principalmente 110-220 kV), se:

a) o torque eletromagnético máximo de geradores síncronos e compensadores que ocorre durante a comutação não síncrona é menor (levando em consideração a margem necessária) do torque eletromagnético que ocorre durante um curto-circuito trifásico nos terminais da máquina, enquanto o valor inicial calculado os valores dos componentes periódicos das correntes do estator são tomados como critérios práticos para avaliar a admissibilidade do NAPV em um ângulo de chaveamento de 180º;

b) a corrente máxima que passa pelo transformador (autotransformador) no ângulo de chaveamento de 180º é menor que a corrente de curto-circuito em seus terminais quando alimentado por barramentos de potência infinitos;

c) após o religamento automático é assegurada uma ressincronização suficientemente rápida; Se, como resultado de um religamento automático não síncrono, for possível uma operação assíncrona prolongada, devem ser tomadas medidas especiais para evitar ou pará-la.

Sujeito a estas condições, o NAPV também pode ser utilizado no modo de reparo em linhas paralelas.

Ao realizar a NAPV, é necessário tomar medidas para evitar a ativação desnecessária da proteção. Para tanto, recomenda-se, em particular, ligar os disjuntores durante o religamento automático em uma determinada sequência, por exemplo, realizando um religamento automático em um lado da linha com monitoramento da presença de tensão nele após um religamento automático bem-sucedido em o lado oposto.

3.3.13. O religamento automático com captura sincronizada pode ser usado em linhas de acordo com 3.3.10 para ligar a linha com deslizamentos significativos (até aproximadamente 4%) e ângulo permitido.

O seguinte religamento automático também é possível. No final da linha, que deve ser ligada primeiro, é realizado um TAPV acelerado (com registro do funcionamento da proteção de alta velocidade, cuja área de cobertura cobre toda a linha) sem monitorar a tensão na linha (UTAPV BK) ou TAPV com monitoramento de falta de tensão na linha (TAPV ON), e na sua outra extremidade - TAPV com captura de sincronismo. Este último é realizado desde que a primeira extremidade tenha sido ligada com sucesso (isso pode ser determinado, por exemplo, monitorando a presença de tensão na linha).

Para capturar o sincronismo, podem ser utilizados dispositivos construídos segundo o princípio de um sincronizador com ângulo de avanço constante.

Os dispositivos religadores automáticos devem ser projetados de forma que seja possível alterar a ordem de acionamento das chaves nas extremidades da linha.

Ao implementar um dispositivo de religamento automático, é necessário se esforçar para garantir seu funcionamento com a maior diferença de frequência possível. O ângulo de chaveamento máximo permitido ao utilizar religador automático deve ser levado em consideração levando em consideração as condições especificadas em 3.3.12. Ao utilizar o dispositivo religador automático US, recomenda-se utilizá-lo para ligar a linha por pessoal (sincronização semiautomática).

3.3.14. Nas linhas equipadas com transformadores de potencial, para controle de ausência de tensão (KOH) e controle de presença de tensão (VVV) na linha para diversos tipos de TAPV, recomenda-se a utilização de elementos que respondam à tensão linear (fase) e para tensões de sequência negativa e zero. Em alguns casos, por exemplo em linhas sem reatores shunt, a tensão de sequência zero não pode ser utilizada.

3.3.15. O religamento automático monofásico (SAR) só pode ser usado em redes com grandes correntes de falta à terra. OAPV sem transferência automática da linha para um modo de fase aberta de longo prazo em caso de dano persistente à fase deve ser usado:

a) em linhas de energia intersistemas ou intrasistemas fortemente carregadas;

b) em linhas intersistemas fortemente carregadas de 220 kV e superiores com duas ou mais conexões de bypass, desde que a desconexão de uma delas possa levar à violação da estabilidade dinâmica do sistema de potência;

c) em linhas intersistemas e intrasistemas de diferentes classes de tensão, se o desligamento trifásico de uma linha de alta tensão puder levar a uma sobrecarga inaceitável das linhas de baixa tensão com possibilidade de perturbar a estabilidade do sistema de potência;

d) em linhas que conectam usinas de grandes blocos ao sistema sem carga local significativa;

e) nas linhas de energia, onde a implementação do TAPV está associada a cortes significativos de carga devido à diminuição da tensão.

O dispositivo de religamento automático deve ser projetado de forma que, quando for retirado de operação ou perdida a alimentação, a ação da proteção de linha seja automaticamente comutada para desconectar três fases além do dispositivo.

A seleção das fases danificadas durante um curto-circuito à terra deve ser realizada por meio de corpos seletivos, que também podem ser utilizados como proteção adicional de alta velocidade da linha no ciclo OAPV, com TAPV, BAPV e comutação unidirecional de linha pelo pessoal operacional.

O retardo do AR deve ser ajustado ao tempo de extinção do arco e deionização do meio no local de um curto-circuito monofásico em modo monofásico, levando em consideração a possibilidade de operação não simultânea da proteção nas pontas da linha, bem como a ação em cascata dos órgãos seletivos.

3.3.16. Nas linhas conforme 3.3.15, o OAPV deve ser utilizado em combinação com vários tipos de TAPV. Ao mesmo tempo, deverá ser possível proibir a TAPV em todos os casos de OAPV ou apenas em caso de OAPV mal sucedida. Dependendo das condições específicas, a TAPV pode ser realizada após OAPV sem sucesso. Nestes casos, prevê-se o funcionamento do TAPV primeiro num extremo da linha com controlo de ausência de tensão na linha e com temporização acrescida.

3.3.17. Em linhas simples com alimentação bilateral conectando o sistema a uma usina de baixa potência, TAPV com autossincronização automática (APVS) de hidrogeradores para usinas hidrelétricas e TAPV em combinação com dispositivos divisores para usinas hidrelétricas e térmicas podem ser usado.

3.3.18. Em linhas com alimentação bilateral, se houver várias conexões de bypass, deverá ser utilizado o seguinte:

1) na presença de duas conexões, bem como na presença de três conexões, se for provável uma desconexão simultânea de longo prazo de duas dessas conexões (por exemplo, uma linha de circuito duplo):

religamento automático assíncrono (principalmente para linhas 110-220 kV e sujeito às condições especificadas em 3.3.12, mas para o caso de desconexão de todas as conexões);
AR com verificação de sincronismo (caso seja impossível realizar AR não síncrono pelos motivos especificados em 3.3.12, mas no caso de desconexão de todas as conexões).

Para linhas críticas na presença de duas ligações, bem como na presença de três ligações, duas das quais são uma linha de circuito duplo, se for impossível utilizar NAPV pelos motivos especificados em 3.3.12, é permitido use dispositivos OAPV, BAPV ou US AR (ver 3.3.11, 3.3.13, 3.3.15). Neste caso, os dispositivos OAPR e BAPV deverão ser complementados com um dispositivo de religamento automático com verificação de sincronismo;

2) na presença de quatro ou mais conexões, bem como na presença de três conexões, se neste último caso for improvável uma desconexão simultânea de longo prazo de duas dessas conexões (por exemplo, se todas as linhas forem únicas- circuito), - religamento automático sem verificação de sincronismo.

3.3.19. Dispositivos de religamento automático com verificação de sincronismo devem ser realizados em uma extremidade da linha com controle de ausência de tensão na linha e com controle de presença de sincronismo, na outra extremidade - somente com controle de presença de sincronismo. Os circuitos do dispositivo de religamento automático com verificação de sincronismo de linha devem ser idênticos em ambas as extremidades, levando em consideração a possibilidade de alteração da ordem de acionamento dos interruptores de linha durante o religamento automático.

Recomenda-se a utilização de um dispositivo de religamento automático com verificação de sincronismo para verificar o sincronismo dos sistemas conectados quando a linha é ligada por pessoal.

3.3.20. É permitida a utilização combinada de diversos tipos de religadores automáticos trifásicos em uma linha, por exemplo, BARES e TARES com verificação de sincronismo. Também é possível utilizar vários tipos de dispositivos de religamento automático em diferentes extremos da linha, por exemplo, UTAPV BK (ver 3.3.13) em um extremo da linha e TAPV com monitoramento de presença de tensão e sincronismo no outro.

3.3.21. Uma combinação de TAPV com proteção não seletiva de alta velocidade é permitida para corrigir a ação não seletiva desta última. Em redes compostas por uma série de linhas conectadas em série, ao utilizar proteção não seletiva de alta velocidade para as mesmas, recomenda-se a utilização de religamento automático alternativo para corrigir sua ação; Dispositivos de religamento automático também podem ser utilizados com aceleração da proteção para religamento automático ou com multiplicidade de ação (não mais que três), aumentando em direção à fonte de alimentação.

3.3.22. Ao utilizar religamento automático único trifásico de linhas que alimentam transformadores, no lado de alta tensão onde estão instalados curto-circuitos e separadores, para desligar o separador durante uma pausa morta, o tempo de operação do dispositivo de religamento automático deve ser ajustado do tempo total de ligação do curto-circuito e desligamento do separador. Ao usar um religamento automático trifásico de dupla ação (ver 3.3.6), a duração do religamento automático no primeiro ciclo de acordo com a condição especificada não deve aumentar se o separador for desligado durante a pausa morta do segundo ciclo automático. ciclo de religamento.

Para linhas nas quais são instalados separadores em vez de disjuntores, a desconexão dos separadores em caso de religamento automático malsucedido no primeiro ciclo deve ser realizada durante a pausa morta do segundo ciclo de religamento automático.

3.3.23. Se, como resultado da ação de religamento automático, for possível o acionamento não síncrono de compensadores síncronos ou motores elétricos síncronos e se tal acionamento for inaceitável para eles, bem como excluir o fornecimento de energia dessas máquinas para o local da falta, é necessário prever o desligamento automático dessas máquinas síncronas em caso de falha na alimentação ou transferi-las para o modo assíncrono desligando o AGP com posterior ligação automática ou ressincronização após restauração da tensão como resultado de um religamento automático bem-sucedido.

Para subestações com compensadores síncronos ou motores elétricos síncronos, devem ser tomadas medidas para evitar operações desnecessárias de AFR durante o religamento automático.

3.3.24. O religamento automático de barramentos de usinas e subestações, caso haja proteção especial de barramentos e disjuntores que permitam o religamento automático, deve ser realizado de duas formas:

1) teste automático (colocação em tensão dos barramentos por meio de disjuntor a partir do religamento automático de um dos elementos de potência);

2) montagem automática do circuito; neste caso, um dos elementos de alimentação (por exemplo, uma linha, transformador) é ligado primeiro a partir do dispositivo de religamento automático; se este elemento for ligado com sucesso, uma restauração automática subsequente, possivelmente mais completa, do modo de pré-emergência o circuito é realizado ligando outros elementos. O religamento automático de barramentos de acordo com esta opção é recomendado para uso principalmente em subestações sem trabalho constante de pessoal.

Ao realizar o religamento automático de barramentos, devem ser tomadas medidas para evitar a ativação assíncrona (se for inaceitável).

A proteção do barramento deve ser suficientemente sensível no caso de um religamento automático malsucedido.

3.3.25. Em subestações abaixadoras de dois transformadores com operação separada de transformadores, como regra, dispositivos de religamento automático para barramentos de média e baixa tensão devem ser fornecidos em combinação com dispositivos de chave de transferência automática; No caso de faltas internas dos transformadores, deve operar um religamento automático; no caso de outras faltas, deve ser utilizada uma força de religamento automático (ver 3.3.42).

É permitido para uma subestação de dois transformadores, em cujo modo normal é fornecido o funcionamento paralelo de transformadores em barramentos de uma determinada tensão, instalar, além do dispositivo de religamento automático, um dispositivo de transferência automática destinado ao modo quando um dos transformadores é colocado em reserva.

3.3.26. Todos os transformadores abaixadores únicos com capacidade superior a 1 MB A em subestações de sistemas de potência que possuam disjuntor e proteção de corrente máxima no lado da alimentação devem ser equipados com dispositivos de religamento automático quando o desligamento do transformador leva à desenergização de instalações elétricas de consumo. Em alguns casos, o religamento automático também é permitido quando o transformador é desconectado por proteção contra danos internos.

3.3.27. Se o religamento automático de um elemento conectado por dois ou mais disjuntores não for bem sucedido, o religamento automático dos demais disjuntores deste elemento deverá, via de regra, ser proibido.

3.3.28. Se houver chaves com acionamento eletromagnético na subestação ou usina, se duas ou mais chaves puderem ser ligadas simultaneamente a partir do dispositivo de religamento automático, a fim de garantir o nível de tensão necessário da bateria quando ligada e para reduzir a cruz - seção dos cabos dos circuitos de potência dos eletroímãs de manobra, via de regra, o religamento automático deve ser realizado da seguinte forma para que seja excluída a ativação simultânea de vários disjuntores (por exemplo, utilizando religamento automático em conexões com diferentes atrasos de tempo ).

É permitido em alguns casos (principalmente na tensão de 110 kV e um grande número de conexões equipadas com religamento automático) ligar simultaneamente dois disjuntores de religamento automático.

3.3.29. A operação dos dispositivos de religamento automático deve ser registrada através da indicação de relés, indicadores de operação embutidos no relé, contadores de operação ou outros dispositivos de finalidade semelhante.

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