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ENCICLOPEDIA DE RADIOELECTRÓNICA E INGENIERÍA ELÉCTRICA
Sección 3. Protección y automatización Automatización y telemecánica. Reenganche automático (AR)
Enciclopedia de radioelectrónica e ingeniería eléctrica. / Normas para la instalación de instalaciones eléctricas (PUE) 3.3.2. Deben proporcionarse dispositivos de reconexión automática para la restauración rápida de la energía a los consumidores o las comunicaciones entre sistemas e intrasistemas mediante el cierre automático de los interruptores desconectados por los dispositivos de protección de relés. Se proporcionará reinicio automático: 1) Líneas aéreas y mixtas (cable-aéreo) de todo tipo con tensiones superiores a 1 kV. La negativa a utilizar APV debe justificarse en cada caso individual. En líneas de cable de 35 kV e inferiores, se recomienda utilizar el recierre automático en los casos en que pueda ser efectivo debido a una probabilidad significativa de daño con la formación de un arco abierto (por ejemplo, la presencia de varios conjuntos intermedios, suministro de energía a varias subestaciones a lo largo de una línea), así como para corregir la acción no selectiva de protección. La cuestión del uso de recierre automático en líneas de cable de 110 kV y superiores debe decidirse durante el diseño en cada caso individual, teniendo en cuenta las condiciones específicas; 2) buses de centrales y subestaciones (ver 3.3.24 y 3.3.25); 3) transformadores (ver 3.3.26); 4) motores eléctricos críticos que se apagan para asegurar el arranque automático de otros motores eléctricos (ver 3.3.38). Para la implementación del reenganche automático de acuerdo con las cláusulas 1-3, también se deben proporcionar dispositivos de reenganche automático en los interruptores de derivación, de acoplamiento de barras y seccionales. Con el fin de ahorrar equipos, se permite realizar un dispositivo de reenganche automático grupal en líneas, principalmente de cable, y otras conexiones de 6-10 kV. Al mismo tiempo, se deben tener en cuenta las deficiencias del dispositivo de reenganche automático grupal, por ejemplo, la posibilidad de falla si, después de abrir el interruptor de una de las conexiones, el interruptor de la otra conexión se apaga antes de que el dispositivo de reenganche automático vuelva a su posición original. 3.3.3. Los dispositivos de reconexión automática deben diseñarse de modo que no funcionen cuando: 1) apagar el interruptor automático por personal a distancia o mediante telecontrol; 2) desconexión automática de la protección del relé inmediatamente después del encendido por parte del personal a distancia o mediante telecontrol; 3) desconexión del interruptor automático por protección contra daños internos de transformadores y máquinas rotativas, dispositivos automáticos de emergencia, así como en otros casos de desconexión del interruptor automático cuando la acción de reenganche automático sea inaceptable. AR después de la acción del ACR (FACR) debe llevarse a cabo de acuerdo con 3.3.81. Los dispositivos de reconexión deben diseñarse de modo que se excluya la posibilidad de un cierre repetido por cortocircuito en caso de cualquier mal funcionamiento en el circuito del dispositivo. Los dispositivos AR deben fabricarse con reinicio automático. 3.3.4. Cuando se utiliza el reenganche automático, por regla general, se debe prever la aceleración de la protección del relé en caso de reenganche fallido. La aceleración de la acción de protección del relé tras un AR fallido se realiza mediante un dispositivo de aceleración tras el cierre del interruptor automático, que, por regla general, también debe utilizarse al cerrar el interruptor automático por otros motivos (desde una llave de control, telecontrol o dispositivo ATS). Al acelerar la protección después del cierre del interruptor automático, se deben tomar medidas contra el posible disparo del interruptor automático por parte de la protección bajo la acción de un pico de corriente durante el cierre por cierre no simultáneo de las fases del interruptor automático. No es necesario acelerar la protección después de encender el interruptor automático, cuando la línea ya está energizada por su otro interruptor automático (es decir, en presencia de tensión simétrica en la línea). Está permitido no acelerar la acción de las líneas de protección de 35 kV o menos, realizadas en corriente alterna operativa, después del reenganche automático, si esto requiere una complicación significativa de la protección y el tiempo de su acción en caso de un cortocircuito metálico cerca del sitio de instalación no excede 1,5 s. 3.3.5. Los dispositivos de reconexión trifásicos (TAPV) deben realizarse principalmente con arranque en caso de discrepancia entre el comando de operación dado anteriormente y la posición desconectada del interruptor automático; también se permite poner en marcha el dispositivo de reenganche automático desde la protección. 3.3.6. Por regla general, se pueden utilizar dispositivos TAPV de simple o doble efecto (este último, si las condiciones del interruptor automático lo permiten). Se recomienda un dispositivo TAPV de doble efecto para líneas aéreas, especialmente para las simples con alimentación unilateral. En redes de 35 kV e inferiores, se recomienda utilizar dispositivos TAPV de doble acción principalmente para líneas que no tienen redundancia de red. En redes con neutro aislado o compensado, por regla general, se debe utilizar el bloqueo del segundo ciclo AR en caso de falta a tierra después del AR del primer ciclo (por ejemplo, debido a la presencia de tensiones homopolares). El tiempo de retardo de TAPV en el segundo ciclo debe ser de al menos 15-20 s. 3.3.7. Para acelerar el restablecimiento del modo normal de operación de la transmisión de energía, el tiempo de retardo del dispositivo TAVR (especialmente para el primer ciclo de recierre automático de doble acción en líneas con fuente de alimentación unilateral) debe tomarse lo más corto posible, teniendo en cuenta el tiempo de extinción del arco y desionización del medio en el sitio de la falla, así como el tiempo que el interruptor automático y su accionamiento están listos para el recierre. La temporización del dispositivo TAPV en una línea con alimentación bidireccional también debe seleccionarse teniendo en cuenta la posible desconexión no simultánea de la falta en ambos extremos de la línea; en este caso, no se debe tener en cuenta el tiempo de actuación de las protecciones destinadas a la redundancia de largo alcance. Se permite no tener en cuenta la diferencia de tiempo de desconexión de los interruptores automáticos en los extremos de la línea cuando se desconectan como resultado de la operación de protección de alta frecuencia. Para aumentar la eficiencia de un TAPV de acción simple, se permite aumentar su tiempo de retardo (si es posible, teniendo en cuenta el trabajo del consumidor). 3.3.8. En líneas simples de 110 kV y superiores con fuente de alimentación de un solo lado, para las cuales, en el caso de un RCST fallido, la transición a la operación a largo plazo con dos fases es aceptable, se debe proporcionar un ARRC de doble efecto en el extremo de suministro de la línea. El traslado de la línea a obra en dos fases puede ser realizado por personal en obra o por telecontrol. Para transferir la línea después de un recierre automático fallido a una operación de dos fases, se debe proporcionar un control fase por fase de los seccionadores o interruptores en los extremos de suministro y recepción de la línea. Al transferir la línea a la operación a largo plazo en dos fases, si es necesario, se deben tomar medidas para reducir la interferencia en la operación de las líneas de comunicación debido a la operación en fase abierta de la línea. A tal fin, se permite limitar la potencia transmitida por la línea en modo de fase abierta (si esto es posible debido a las condiciones de funcionamiento del consumidor). En algunos casos, si existe una justificación especial, también se permite una interrupción en el funcionamiento de la línea de comunicación durante el tiempo del modo de fase abierta. 3.3.9. En líneas cuya desconexión no provoque una interrupción de la conexión eléctrica entre las fuentes generadoras, por ejemplo, en líneas paralelas con suministro de energía unilateral, los dispositivos TAPV deben instalarse sin verificar el sincronismo. 3.3.10. En líneas simples con alimentación de dos lados (en ausencia de conexiones de derivación), se debe proporcionar uno de los siguientes tipos de reenganchadores trifásicos (o sus combinaciones): a) TAPV de acción rápida (BAPV) b) TAPV no síncrono (NAPV); c) TAPV con detección de sincronización (TAPV US). Además, se puede proporcionar un recierre automático monofásico (SAR) en combinación con varios tipos de TAPV, si los interruptores automáticos están equipados con control de fase por fase y no se altera la estabilidad de la operación en paralelo de partes del sistema de energía en el ciclo SAR. La elección de los tipos de recierre automático se realiza sobre la base de una combinación de condiciones operativas específicas del sistema y el equipo, teniendo en cuenta las instrucciones 3.3.11 - 3.3.15. 3.3.11. Se recomienda proporcionar un reenganche automático de alta velocidad, o BAPV (encendido simultáneo con un retardo de tiempo mínimo en ambos extremos), en las líneas de acuerdo con 3.3.10 para el reenganche automático, por regla general, con una pequeña diferencia en el ángulo entre los vectores EMF de los sistemas conectados. Se puede utilizar BAPV en presencia de interruptores que permitan BAPV, si, después del encendido, se mantiene el funcionamiento en paralelo síncrono de los sistemas y el par electromagnético máximo de los generadores síncronos y compensadores es menor (teniendo en cuenta el margen necesario) del par electromagnético que se produce durante un cortocircuito trifásico en las salidas de la máquina. La evaluación del momento electromagnético máximo debe realizarse para la máxima divergencia posible del ángulo durante el tiempo BAPV. En consecuencia, el lanzamiento del BAPS debe realizarse solo cuando se activa la protección de alta velocidad, cuyo área de cobertura cubre toda la línea. El BAS debe bloquearse cuando las protecciones de respaldo se activan y bloquean o retrasan cuando el interruptor está operando. Si, para mantener la estabilidad del sistema de energía en caso de un BAPS fallido, se requiere una gran cantidad de acciones de automatización de control de emergencia, no se recomienda el uso de BAPS. 3.3.12. El reenganche automático no síncrono (NAR) se puede utilizar en líneas de acuerdo con 3.3.10 (principalmente 110-220 kV) si: a) el par electromagnético máximo de generadores síncronos y compensadores que se produce durante el encendido no síncrono es menor (teniendo en cuenta el margen necesario) del par electromagnético que se produce durante un cortocircuito trifásico en los terminales de la máquina, mientras que los valores iniciales calculados de los componentes periódicos de las corrientes del estator en un ángulo de inclusión de 180º se toman como criterio práctico para evaluar la admisibilidad de ARCR; b) la corriente máxima a través del transformador (autotransformador) a un ángulo de conmutación de 180º es menor que la corriente de cortocircuito en sus terminales cuando es alimentado por neumáticos de potencia infinita; c) se asegura una resincronización suficientemente rápida después de AR; si es posible una carrera asíncrona larga como resultado de un reenganche automático no síncrono, se deben tomar medidas especiales para evitarlo o detenerlo. Si se cumplen estas condiciones, NAVC también se puede utilizar en el modo de reparación en líneas paralelas. Al realizar el NAVC, es necesario tomar medidas para evitar un funcionamiento excesivo de la protección. Para este propósito, se recomienda, en particular, cerrar los interruptores automáticos durante ARCR en una secuencia determinada, por ejemplo, realizando AR desde un lado de la línea con control de la presencia de tensión en ella después de un ARCR exitoso desde el lado opuesto. 3.3.13. El recierre de captura sincronizada se puede usar en líneas de acuerdo con 3.3.10 para encender la línea con deslizamientos significativos (hasta aproximadamente 4%) y un ángulo aceptable. La siguiente ejecución AR también es posible. En el extremo de la línea, que debe encenderse primero, se realiza un TAPV acelerado (con fijación del funcionamiento de la protección de alta velocidad cuya cobertura cubre toda la línea) sin control de tensión en la línea (UTAPV BK) o TAPV con control de ausencia de tensión en la línea (TAPV OH), y en su otro extremo - TAPV con detección de sincronismo. Este último se realiza bajo la condición de que el encendido del primer extremo haya sido exitoso (esto se puede determinar, por ejemplo, al monitorear la presencia de voltaje en la línea). Para capturar el sincronismo, se pueden utilizar dispositivos construidos sobre el principio de un sincronizador con un ángulo de avance constante. Los dispositivos de reconexión automática deben diseñarse de tal manera que sea posible cambiar la secuencia de encendido de los interruptores en los extremos de la línea. Al realizar el dispositivo AR US, es necesario esforzarse para garantizar su funcionamiento con la mayor diferencia de frecuencia posible. El ángulo de conmutación máximo permitido cuando se utiliza el recierre automático de los EE. UU. debe tomarse teniendo en cuenta las condiciones especificadas en 3.3.12. Al utilizar el dispositivo AR US, se recomienda utilizarlo para el encendido de la línea por parte del personal (sincronización semiautomática). 3.3.14. En líneas equipadas con transformadores de tensión, para controlar la ausencia de tensión (KOH) y controlar la presencia de tensión (KNN) en la línea para varios tipos de TAPV, se recomienda utilizar cuerpos que respondan a tensión lineal (fase) y a tensiones de secuencia negativa y homopolar. En algunos casos, por ejemplo en líneas sin reactores de derivación, es posible no utilizar una tensión homopolar. 3.3.15. El reenganche automático monofásico (SAR) solo se puede utilizar en redes con una gran corriente de falla a tierra. SAR sin transferencia automática de la línea a un modo de fase abierta a largo plazo en caso de daño de fase estable, se debe utilizar lo siguiente: a) en líneas eléctricas únicas entre sistemas o intrasistemas muy cargadas; b) en líneas intersistemas fuertemente cargadas de 220 kV y superiores con dos o más conexiones de derivación, siempre que la desconexión de una de ellas pueda conducir a una violación de la estabilidad dinámica del sistema de potencia; c) en líneas intersistemas e intrasistemas de diferentes clases de voltaje, si un corte trifásico de una línea de alto voltaje puede conducir a una sobrecarga inaceptable de líneas de bajo voltaje con la posibilidad de violar la estabilidad del sistema de potencia; d) en líneas que conectan grandes centrales eléctricas de bloque con el sistema sin carga local significativa; e) en líneas eléctricas, donde la implantación de TAPV está asociada a un importante deslastre de carga por disminución de tensión. El dispositivo OAPV debe diseñarse de manera que cuando se pone fuera de servicio o se pierde la alimentación, la acción de las protecciones de línea se traslada automáticamente a la desconexión de tres fases además del dispositivo. La elección de las fases averiadas en caso de cortocircuito a tierra debe realizarse mediante cuerpos selectivos, que también pueden ser utilizados como protección adicional de alta velocidad de la línea en el ciclo SAR, con TAPV, BAPV y encendido unidireccional de la línea por parte del personal operativo. El tiempo de retardo del ARCA debe ajustarse desde el momento de la extinción del arco y la desionización del medio en el sitio de un cortocircuito monofásico en el modo de fase abierta, teniendo en cuenta la posibilidad de operación no simultánea de la protección en los extremos de la línea, así como la acción en cascada de los órganos electorales. 3.3.16. En las líneas según 3.3.15, el APPV debe usarse en combinación con varios tipos de TAPV. Debería ser posible prohibir TAPV en todos los casos de APPV o solo en caso de APPV sin éxito. Según las condiciones específicas, la TAPV se puede realizar después de una APPV fallida. En estos casos, el funcionamiento del TAPV se proporciona primero en un extremo de la línea con el control de la ausencia de tensión en la línea y con un tiempo de retardo aumentado. 3.3.17. En líneas individuales con suministro de energía bidireccional, conectando el sistema con una planta de energía de pequeña capacidad, se puede usar la sincronización automática automática (APVS) de generadores hidroeléctricos para centrales hidroeléctricas y TAPV en combinación con dispositivos divisorios para centrales hidroeléctricas y térmicas. 3.3.18. En líneas con alimentación bidireccional, en presencia de varias conexiones de derivación, se debe utilizar lo siguiente: 1) en presencia de dos conexiones, así como en presencia de tres conexiones, si es probable un apagado simultáneo a largo plazo de dos de estas conexiones (por ejemplo, una línea de doble circuito):
Para líneas críticas en presencia de dos conexiones, así como en presencia de tres conexiones, dos de las cuales son una línea de doble circuito, si es imposible utilizar ARCA por las razones especificadas en 3.3.12, se permite utilizar los dispositivos ARPA, BAPV o AR US (ver 3.3.11, 3.3.13, 3.3.15). En este caso, los dispositivos AR y BAPV deben complementarse con un dispositivo AR con control de sincronismo; 2) en presencia de cuatro o más conexiones, así como en presencia de tres conexiones, si en este último caso es improbable una desconexión simultánea a largo plazo de dos de estas conexiones (por ejemplo, si todas las líneas son de un solo circuito), - reconexión automática sin verificación de sincronismo. 3.3.19. Los dispositivos de reenganche automático con verificación de sincronismo deben realizarse en un extremo de la línea con control de ausencia de tensión en la línea y con control de presencia de sincronismo, en el otro extremo, solo con control de presencia de sincronismo. Los esquemas del dispositivo de reconexión automática con verificación de sincronismo de línea deben ser los mismos en ambos extremos, teniendo en cuenta la posibilidad de cambiar el orden de encendido de los interruptores de línea durante la reconexión automática. Se recomienda utilizar un dispositivo de reenganche automático con verificación de sincronismo para verificar el sincronismo de los sistemas conectados cuando el personal enciende la línea. 3.3.20. Se permite utilizar varios tipos de reenganches automáticos trifásicos en la línea, por ejemplo, BAPV y TAPV con control de sincronismo. También se permite el uso de diferentes tipos de dispositivos de reconexión automática en diferentes extremos de la línea, por ejemplo, UTAPV BK (ver 3.3.13) en un extremo de la línea y TAPV con control de tensión y sincronismo en el otro. 3.3.21. Se permite una combinación de TAPV con protecciones de alta velocidad no selectivas para corregir la acción no selectiva de estas últimas. En redes formadas por varias líneas conectadas en serie, cuando se les apliquen protecciones de alta velocidad no selectivas, se recomienda utilizar reenganches alternos para corregir su acción; Los dispositivos AR también se pueden utilizar con aceleración de protección hasta AR o con una multiplicidad de acción (no más de tres), aumentando hacia la fuente de alimentación. 3.3.22. Cuando se utiliza un recierre automático simple trifásico de líneas que alimentan transformadores, en cuyo lado de mayor tensión están instalados cortocircuitos y separadores, para desconectar el separador durante una pausa muerta, el tiempo de operación del dispositivo de recierre automático debe ajustarse a partir del tiempo total de encendido del cortocircuito y desconexión del separador. Cuando se utiliza un reenganche automático trifásico de doble efecto (ver 3.3.6), el tiempo de acción del reenganche automático en el primer ciclo de acuerdo con la condición especificada no debe aumentar si se prevé la desconexión del separador durante el tiempo muerto del segundo ciclo de reenganche. Para líneas donde se instalen separadores en lugar de interruptores automáticos, la desconexión de los separadores en caso de AR fallido en el primer ciclo debe realizarse durante el tiempo muerto del segundo ciclo AR. 3.3.23. Si, como resultado del recierre automático, es posible el encendido no síncrono de compensadores síncronos o motores eléctricos síncronos y si dicho encendido es inaceptable para ellos, así como excluir la reposición de estas máquinas del lugar del daño, es necesario prever el apagado automático de estas máquinas síncronas en caso de falla de energía o transferirlas al modo asíncrono apagando el AHS seguido de encendido automático o resincronización después del restablecimiento del voltaje. como resultado de un recierre automático exitoso. Para subestaciones con compensadores síncronos o motores síncronos, se deben tomar medidas para evitar la operación innecesaria del AFC durante la operación del reenganche automático. 3.3.24. El reenganche automático de barras de centrales eléctricas y subestaciones en presencia de protecciones especiales de barras e interruptores que permitan el reenganche automático debe realizarse de acuerdo con una de dos opciones: 1) prueba automática (ajuste de neumáticos bajo tensión mediante un interruptor desde el recierre automático de uno de los elementos de alimentación); 2) montaje de circuito automático; al mismo tiempo, uno de los elementos de suministro (por ejemplo, una línea, un transformador) se enciende desde el dispositivo de recierre automático; si este elemento se enciende con éxito, se realiza una restauración automática posterior, posiblemente más completa, del circuito de modo de preemergencia al encender otros elementos. Se recomienda el uso de barras colectoras de recierre de acuerdo con esta opción principalmente para subestaciones sin personal constante en servicio. Al realizar el recierre automático de neumáticos, se deben tomar medidas para excluir el cambio no sincronizado (si es inaceptable). Debe proporcionarse suficiente sensibilidad de protección de barra colectora en caso de una reconexión fallida. 3.3.25. En subestaciones reductoras de dos transformadores, con operación separada de transformadores, por regla general, se deben proporcionar dispositivos de reconexión automática para barras de media y baja tensión en combinación con dispositivos AVR; en caso de daños internos de los transformadores, el ATS debe operar, en caso de otros daños, reconexión automática (ver 3.3.42). Se permite que una subestación de dos transformadores, en el modo normal en el que se proporciona la operación en paralelo de transformadores en barras de un voltaje dado, instale, además del dispositivo de reconexión automática, un dispositivo AVR diseñado para el modo cuando uno de los transformadores se pone en reserva. 3.3.26. Todos los transformadores reductores simples con una capacidad de más de 1 MB A en las subestaciones de los sistemas de potencia que tienen un interruptor automático y protección contra sobrecorriente en el lado de la alimentación deben estar equipados con dispositivos de recierre automático cuando la desconexión del transformador conduce a un apagón de las instalaciones eléctricas de los consumidores. En algunos casos, también se permite la acción de reenganche automático cuando el transformador está apagado por protección contra daños internos. 3.3.27. Si el reenganche automático del elemento encendido por el primer interruptor automático conectado por dos o más interruptores automáticos no tiene éxito, por regla general debería prohibirse el reenganche de los restantes interruptores automáticos de este elemento. 3.3.28. Si hay interruptores con accionamiento electromagnético en la subestación o planta de energía, si dos o más interruptores se pueden cerrar simultáneamente desde el dispositivo de recierre automático, para garantizar el nivel requerido de voltaje de la batería al encender y reducir la sección transversal de los cables de los circuitos de alimentación de los electroimanes de cierre, como regla general, se debe realizar un recierre automático para que se excluya el encendido simultáneo de varios interruptores (por ejemplo, mediante el uso de un recierre automático con diferentes retardos de tiempo en las conexiones). Se permite en algunos casos (principalmente a una tensión de 110 kV y un gran número de conexiones equipadas con reenganche automático) el cierre simultáneo de dos interruptores automáticos desde el reenganche automático. 3.3.29. La acción de los dispositivos de recierre automático debe registrarse mediante relés indicadores, indicadores de operación incorporados al relé, contadores de operación u otros dispositivos de propósito similar.
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