O princípio de operação da proteção remota em redes elétricas de 110 kV

A proteção de distância (DZ) em redes elétricas da classe de tensão de 110 kV desempenha a função de proteção de backup de linhas de alta tensão, preserva a proteção de linha de fase diferente, que é usada como proteção principal em redes elétricas de 110 kV. DZ protege linhas aéreas de curto-circuito fase-fase. Considere o princípio de operação e os dispositivos que realizam a operação de proteção de distância em redes elétricas de 110 kV.

O princípio de operação da proteção remota é baseado no cálculo da distância, a distância até o ponto de falha. Para calcular a distância até o local da falha de uma linha de alta tensão, dispositivos que executam as funções de proteção de distância, use os valores da corrente de carga e a tensão da linha protegida. Ou seja, são utilizados circuitos para a operação dessa proteção transformadores de corrente (CT) e transformadores de tensão (VT) 110 kV.

Os dispositivos de proteção remota são adaptados a uma linha de energia específica, parte do sistema de energia, de forma a garantir sua proteção passo a passo.

Por exemplo, a proteção remota de uma das linhas de energia possui três estágios de proteção. A primeira etapa cobre quase toda a linha, do lado da subestação onde está instalada a proteção, a segunda etapa cobre o restante da linha até a subestação adjacente e uma pequena parte da rede elétrica que se estende desde a subestação adjacente, a terceira estágio protege seções mais distantes. Neste caso, o segundo e terceiro estágios de proteção remota preservam a proteção localizada em uma subestação adjacente ou mais distante. Por exemplo, considere a seguinte situação.

A linha aérea de 110 kV conecta duas subestações adjacentes A e B, e kits de proteção remota são instalados em ambas as subestações. Se houver falta no início da linha do lado da subestação A, o conjunto de proteção instalado naquela subestação atuará, enquanto a proteção na subestação B manterá a proteção na subestação A. Neste caso, para a proteção A, o o dano estará dentro da operação no primeiro estágio, para proteção B no segundo estágio.

Partindo do fato de que quanto maior o estágio, maior o tempo de resposta da proteção, conclui-se que o conjunto A atuará mais rápido que o conjunto de proteção B. Neste caso, em caso de falha do conjunto de proteção A , após o tempo definido para a operação do segundo estágio de proteção, o conjunto B será acionado ...

Dependendo do comprimento da linha e da configuração da seção do sistema de energia, o número necessário de etapas e a área de cobertura correspondente são selecionados para proteção confiável da linha.

Conforme mencionado acima, cada um dos estágios de proteção tem seu próprio tempo de resposta. Neste caso, quanto mais longe da subestação estiver a falta, maior será o ajuste do tempo de resposta da proteção. Desta forma, a seletividade da operação de proteção nas subestações vizinhas é assegurada.

Existe algo como aceleração de defesa. Se o disjuntor for acionado por proteção remota, então, via de regra, um de seus estágios é acelerado (o tempo de reação é reduzido) no caso de religamento manual ou automático do disjuntor.

A proteção de distância, de acordo com o princípio de operação, monitora os valores da resistência da linha em tempo real, ou seja, a determinação da distância até o local da falta é feita de forma indireta — cada valor da resistência da linha corresponde ao valor da distância até o local da falta.

Assim, no caso de um curto-circuito fase-fase da linha de energia, o DZ compara os valores de resistência registrados em um determinado momento pelo corpo de proteção de medição com as faixas de resistência especificadas (zonas de ação) para cada uma das os estágios.

Se, por um motivo ou outro, uma tensão de 110 kV VT não for fornecida aos dispositivos DZ, quando um determinado valor de corrente for atingido, a proteção de carga funcionará falsamente, desligando a fonte de alimentação da linha de energia na ausência de falhas. Para evitar tais situações, os dispositivos de monitoramento remoto têm a função de monitorar a presença de circuitos de tensão, na ausência dos quais a proteção é bloqueada automaticamente.

Além disso, a proteção de distância é bloqueada no caso de uma oscilação na fonte de alimentação.A oscilação ocorre quando a operação síncrona do gerador é perturbada em uma determinada seção do sistema de energia. Esse fenômeno é acompanhado por um aumento na corrente e uma diminuição na tensão na rede elétrica. Para dispositivos de proteção de relé, incluindo DZ, oscilações na fonte de alimentação são percebidas como um curto-circuito. Esses fenômenos diferem na taxa de variação das grandezas elétricas.

No caso de curto-circuito, a mudança de corrente e tensão ocorre imediatamente e, no caso de oscilação, com um pequeno atraso. Com base nesta função, a proteção remota possui uma função de bloqueio que bloqueia a proteção em caso de oscilação na alimentação.

À medida que a corrente aumenta e a tensão cai na linha protegida, o bloqueio permite a operação do controle remoto por tempo suficiente para a operação de um dos estágios de proteção. Se os valores elétricos (corrente da rede, tensão, resistência da linha) durante esse tempo não atingirem os limites das configurações de proteção predefinidas, o corpo de bloqueio bloqueia a proteção. Ou seja, o bloqueio do controle remoto permite que a proteção atue em caso de falta real, mas bloqueia a proteção em caso de oscilação no sistema de potência.

Quais dispositivos executam a função de proteção remota em redes elétricas

Até aproximadamente o início dos anos 2000, as funções de todos os dispositivos de proteção e automação de relés, incluindo a função de proteção de distância, eram executadas por dispositivos eletromecânicos baseados em relés.

Um dos dispositivos mais comuns construídos em relés eletromecânicos é EPZ-1636, ESHZ 1636, PZ 4M / 1, etc.

Os dispositivos acima foram substituídos por terminais de proteção de microprocessador multifuncional, que desempenham a função de várias proteções na linha de 110 kV, incluindo proteção de distância da linha.

No que diz respeito especificamente à proteção de distância, o uso de dispositivos microprocessados ​​para sua implementação aumenta significativamente a precisão de sua operação. Outra vantagem significativa é a disponibilidade dos terminais do microprocessador da proteção da função de determinação da localização da falta (OMP) — mostrando a distância até o ponto da falta na linha, que é fixada pela proteção de distância. A distância é indicada com precisão de décimos de quilômetro, o que facilita muito a busca de danos ao longo da linha pelas equipes de reparo.

No caso da utilização de modelos antigos de kits de proteção de distância, o processo de busca de uma falta na linha torna-se muito mais complicado, pois com proteções do tipo eletromecânica não há possibilidade de fixar a distância exata até o local da falta.

Alternativamente, para poder determinar a distância exata até o local da falta, são instaladas subestações gravadores de problemas (PARMA, RECON, Bresler, etc.), que registram eventos em cada seção individual da rede elétrica.

Se ocorrer uma falha em uma das linhas de energia, o registrador de emergência fornecerá informações sobre a natureza da falha e sua distância da subestação, indicando a distância exata.