El principio de funcionamiento de la protección remota en redes eléctricas de 110 kV.

La protección de distancia (DZ) en redes eléctricas de clase de tensión de 110 kV cumple la función de protección de respaldo de líneas de alta tensión, conserva la protección de línea de fase diferente, que se utiliza como protección principal en redes eléctricas de 110 kV. DZ protege las líneas aéreas de cortocircuitos de fase a fase. Considere el principio de operación y los dispositivos que realizan la operación de protección de distancia en redes eléctricas de 110 kV.

El principio de funcionamiento de la protección remota se basa en el cálculo de la distancia, la distancia hasta el punto de fallo. Para calcular la distancia a la ubicación de la falla de una línea eléctrica de alto voltaje, los dispositivos que realizan las funciones de protección de distancia utilizan los valores de la corriente de carga y el voltaje de la línea protegida. Es decir, se utilizan circuitos para el funcionamiento de esta protección. transformadores de corriente (TC) y transformadores de tensión (VT) 110 kV.

Los dispositivos de teleprotección se adaptan a una determinada línea eléctrica, parte del sistema eléctrico, de forma que se garantice su protección paso a paso.

Por ejemplo, la protección remota de una de las líneas eléctricas tiene tres etapas de protección. La primera etapa cubre casi toda la línea, del lado de la subestación donde está instalada la protección, la segunda etapa cubre el resto de la línea hasta la subestación adyacente y una pequeña parte de la red eléctrica que se extiende desde la subestación adyacente, la tercera El escenario protege las secciones más distantes. En este caso, la segunda y tercera etapa de protección remota preservan la protección ubicada en una subestación adyacente o más distante. Por ejemplo, considere la siguiente situación.

La línea aérea de 110 kV conecta dos subestaciones A y B adyacentes, y en ambas subestaciones se instalan kits de protección remota. Si hay una falla al inicio de la línea del lado de la subestación A, operará el conjunto de protección instalado en esa subestación, mientras que la protección en la subestación B mantendrá la protección en la subestación A. En este caso, para la protección A, el el daño estará dentro de la operación en la primera etapa, para la protección B en la segunda etapa.

Basado en el hecho de que cuanto mayor sea la etapa, mayor será el tiempo de respuesta de la protección, se deduce que el conjunto A funcionará más rápido que el conjunto de protección B. En este caso, en caso de falla del conjunto de protección A, después del tiempo establecido para se activará el funcionamiento de la segunda etapa de protección, set B...

Dependiendo de la longitud de la línea y la configuración de la sección del sistema de energía, se selecciona el número requerido de pasos y el área de cobertura correspondiente para una protección confiable de la línea.

Como se mencionó anteriormente, cada una de las etapas de protección tiene su propio tiempo de respuesta. En este caso, cuanto más lejos de la subestación se encuentre la falla, mayor será el ajuste del tiempo de respuesta de la protección. De esta manera, se asegura la selectividad de la operación de protección en las subestaciones vecinas.

Existe tal cosa como la aceleración de la defensa. Si el interruptor automático se dispara por protección remota, entonces, por regla general, una de sus etapas se acelera (se reduce el tiempo de reacción) en caso de reconexión manual o automática del interruptor automático.

La protección de distancia, según el principio de funcionamiento, monitorea los valores de resistencia de la línea en tiempo real, es decir, la determinación de la distancia al lugar de la falla se realiza de forma indirecta: cada valor de la resistencia de la línea corresponde al valor de la distancia al lugar de la falla.

Así, en caso de un cortocircuito entre fases de la línea de alimentación, el DZ compara los valores de resistencia registrados en un momento dado por el cuerpo de protección de medición con los rangos de resistencia especificados (zonas de acción) para cada uno de ellos. las etapas.

Si, por una razón u otra, no se suministra un voltaje de 110 kV VT a los dispositivos DZ, entonces, cuando se alcanza un cierto valor actual, la protección de la carga funcionará de manera falsa, apagando la fuente de alimentación a la línea de alimentación en ausencia. de fallas Para evitar tales situaciones, los dispositivos de monitoreo remoto tienen una función para monitorear la presencia de circuitos de voltaje, en ausencia de los cuales la protección se bloquea automáticamente.

Además, la protección de distancia se bloquea en caso de oscilación de la fuente de alimentación.La oscilación ocurre cuando la operación síncrona del generador se ve perturbada en una determinada sección del sistema de energía. Este fenómeno va acompañado de un aumento de corriente y una disminución de tensión en la red eléctrica. Para los dispositivos de protección de relé, incluido DZ, las oscilaciones en la fuente de alimentación se perciben como un cortocircuito. Estos fenómenos difieren en la tasa de cambio de las cantidades eléctricas.

En el caso de un cortocircuito, el cambio de corriente y tensión se produce inmediatamente, y en el caso de una oscilación, con un breve retraso. En base a esta función, la protección remota tiene una función de bloqueo que bloquea la protección en caso de oscilación de la fuente de alimentación.

A medida que aumenta la corriente y cae la tensión en la línea protegida, el bloqueo permite la operación del control remoto por un tiempo suficiente para la operación de una de las etapas de protección. Si los valores eléctricos (corriente de red, voltaje, resistencia de línea) durante este tiempo no han alcanzado los límites de los ajustes de protección preestablecidos, el cuerpo de bloqueo bloquea la protección. Es decir, el bloqueo del control remoto permite que la protección funcione en caso de una falla real, pero bloquea la protección en caso de una oscilación en el sistema de potencia.

¿Qué dispositivos realizan la función de protección remota en redes eléctricas?

Hasta aproximadamente principios de la década de 2000, las funciones de todos los dispositivos de automatización y protección de relés, incluida la función de protección de distancia, se realizaban mediante dispositivos electromecánicos basados ​​en relés.

Uno de los dispositivos más comunes construidos sobre relés electromecánicos es EPZ-1636, ESHZ 1636, PZ 4M / 1, etc.

Los dispositivos anteriores han sido reemplazados por terminales de protección de microprocesador multifunción, que cumplen la función de varias protecciones en la línea de 110 kV, incluida la protección de distancia de línea.

Con respecto a la protección de distancia específicamente, el uso de dispositivos de microprocesador para su implementación aumenta significativamente la precisión de su operación. También una ventaja significativa es la disponibilidad de los terminales del microprocesador de la protección de la función de determinar la ubicación de la falla (OMP), que muestra la distancia al punto de la falla de línea, que está fijada por la protección de distancia. La distancia se indica con una precisión de décimas de kilómetro, lo que facilita enormemente la búsqueda de daños a lo largo de la línea por parte de los equipos de reparación.

En el caso de utilizar modelos antiguos de kits de protección de distancia, el proceso de búsqueda de una falla en la línea se vuelve mucho más complicado, ya que con las protecciones de tipo electromecánico no existe la posibilidad de fijar la distancia exacta al lugar de la falla.

Alternativamente, para poder determinar la distancia exacta a la ubicación de la falla, se instalan subestaciones grabadoras de problemas (PARMA, RECON, Bresler, etc.), que registran eventos en cada sección individual de la red eléctrica.

Si se produce una avería en una de las líneas eléctricas, el registrador de emergencia dará información sobre la naturaleza de la avería y su distancia a la subestación, indicando la distancia exacta.