А. Булычев - Релейная защита в распределительных электрических Б90 сетях Страница 7

Чувствительность реле оценивается по вольт-амперной характеристике, которая представляет собой зависимость напряжения срабатывания реле от тока (рис. 2.20, а), при неизменном угле между векторами ÚH и Íp равном углу максимальной чувствительности [3].

Зависимость мощности срабатывания реле от угла между векторами ÚH и Íp при неизменном токе принято называть угловой характеристикой реле (рис. 2.20, б) [2]. Она определяет зоны срабатывания и несрабатывания реле. Как видно, при углах, соответствующих изменению направления вращающего момента, мощность срабатывания возрастает и стремится к бесконечности. При φр = φМЧ мощность срабатывания реле имеет минимальное значение.

Принцип действия микроэлектронных статических реле направления мощности РМ-11 и РМ-12 основан на измерении длительности интервалов времени, при котором напряжение и ток, подведенные к реле, имеют одинаковый знак. Время совпадения знака сигналов измеряется в течение каждого полупериода и сравнивается с уставкой. При определенной продолжительности времени совпадения знаков сигналов реле срабатывает. Эти реле превосходят индукционные по многим основным характеристикам и широко используются в системах релейной защиты [3].

2.5.3. Схемы направленных защит

В отечественных энергосистемах принято использовать в направленных токовых защитах так называемую 90-градусную схему включения реле направления мощности смешанного типа. При этом в токовую катушку первого реле подается через ТТ ток фазы А, а к его потенциальной катушке подводится через ТН линейное напряжение ВС (рис. 2.21, а) [2]. Угол между этими векторами составляет 90°. Отсюда и произошло название схемы включения реле. Такое сочетание сигналов, подводимых к реле, улучшает его работоспособность при близких КЗ.

Для трехфазного исполнения защиты ÍP1 = ÍA; ÚP1 = ÚBC; ÍP2 = ÍB; ÚP2 = ÚCA; ÍP3 = 4; ÚP3 = ÚAB, где ÍP1, ÍP2, 4 — вектoры токов 15 токовых катушках первого, второго и третьего реле направления мощности; ÍA ÍB, ÍC — векторы вторичных токов соответствующих фаз; ÚP1, ÚP2, ÚP3 — векторы напряжений, подведенных к потенциальным катушкам первого, второго и третьего реле направления мощности; ÚAB, ÚBC, ÚCA — векторы вторичных линейных напряжений.

На рис. 2.21, б показана векторная диаграмма реле направления мощности, соответствующая 90-градусной схеме включения реле с углом внутреннего сдвига α = 45° (φМЧ = −45°) в симметричном режиме контролируемого объекта. Вектор тока ÍA отстает от вектора фазного напряжения ÚA при КЗ на контролируемом объекте (например, линии) на угол φКЗ, определяемый соотношением активной и реактивной составляющих сопротивления контролируемой линии (см. рис. 2.21, а). Вектор ÍА имеет два предельных положения. Одно — ÍAI — при КЗ за чисто индуктивным сопротивлением (φКЗ = 90°). Другое — ÍAII — при КЗ за чисто активным сопротивлением (φКЗ = 0°, например, при КЗ вблизи места установки реле). Это означает, что угол φp между векторами тока ÍP = ÍPI = ÍA и напряжения ÚH = ÚP1 = ÚBC, подведенными к реле, φp = −(90° − φКЗ) и может изменяться в симметричном режиме от 0 до 90° (вектор тока опережает вектор напряжения).

Как видно, вращающий момент реле при трехфазных КЗ в зоне действия защиты положителен и близок к максимальному; следовательно, реле надежно срабатывает. При трехфазных КЗ вне зоны вращающий момент изменяет свое направление на противоположное φр ∈ [180°… 270°] и реле столь же надежно не срабатывает.

2.5.4. Выбор параметров срабатывания направленных токовых защит

Направленные МТЗ необходимо отстраивать от максимальных рабочих токов с учетом самозапуска электродвигателей в послеаварийных режимах после отключения смежного присоединения, то есть так же, как и обычные ненаправленные МТЗ:

В сетях с глухозаземленной нейтралью направленные МТЗ должны быть также отстроены от токов, возникающих в неповрежденных фазах при однофазных и двухфазных КЗ на землю (если не используется блокировка действия от защит, действующих при замыканиях на землю) [2]:

IСЗ = kЗ × IНФ,

где kЗ — коэффициент запаса (kЗ = 1,15-1,3);

IНФ = IРАБ MAX + k0 × IК0 — максимальное значение тока в неповрежденной фазе;

k0 — доля тока КЗ в неповрежденной фазе k0 < 1;

IК0 — максимальное значение тока при однофазном или двухфазном КЗ на землю.

Большее из значений, полученных по первому и второму условиям, принимается за расчетное.

Еще одной мерой, призванной исключить неправильное действие реле направления мощности неповрежденных фаз, является использование особых схем защит (с так называемым пофазным пуском), которые подают сигнал на отключение объекта только тогда, когда срабатывают токовое реле и включенное на ток той же фазы реле направления мощности [2]. Пример схемы двухфазной направленной МТЗ с пофазным пуском показан на рис. 2.22.

Дополнительно смежные защиты, действующие в одном направлении, должны быть согласованы по чувствительности. Токи срабатывания защит должны нарастать при их обходе против направления действия с приращением не менее 10 %. Иначе при токах КЗ, близких по значению к токам срабатывания защит, некоторые из них могут подействовать неселективно.

Защиты необходимо отстраивать от максимальных токов в местах их установок независимо от направления действия защиты и направления передачи мощности для исключения ложного срабатывания при повреждениях цепей напряжения защиты [2]. Если при этом чувствительность защиты недостаточна, то допускается использовать в качестве расчетного ток, соответствующий передаче мощности в направлении действия защиты.

Выдержки времени срабатывания выбираются по условию обеспечения селективности. Согласуются защиты, действующие в одном направлении. Время срабатывания защит должно нарастать ступенчато с приращением Д t при обходе их против направления действия (см. рис. 2.16):

Здесь tC3 H1 и tC3 H4 — время срабатывания защит, установленных на присоединениях Н1 и Н4 соответственно.

Участок контролируемой электрической сети вблизи места установки защиты, в пределах которого реле направления мощности при КЗ может не сработать из-за недостаточной мощности на его зажимах (Up → 0), принято называть мертвой зоной.

Границу этой зоны можно определить, опираясь на следующие рассуждения [2]. Пусть напряжение срабатывания реле при КЗ на границе мертвой зоны равно:

Здесь IPK — значение тока в токовой катушке реле при повреждении в начале контролируемого объекта (в месте установки защиты); φp — угол между векторами тока и напряжения, подведенными к реле.

При 90-градусной схеме включения реле φp = −(90°− φ). Угол φКЗ между векторами тока и напряжения в первичной цепи определяется соотношением удельных реактивного (хУД) и активного (rУД) сопротивлений контролируемого объекта:

Первичное фазное напряжение срабатывания реле:

где kTH — коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

Сопротивление мертвой зоны:

Тогда протяженность мертвой зоны:

где

2.6. Дифференциальные защиты трансформаторов

Принцип действия дифференциальных защит основан на пофазном сравнении токов параллельно установленных защищаемых объектов (поперечные дифференциальные защиты) или токов до и после защищаемого объекта (продольные дифференциальные защиты).

В отличие от рассмотренных выше максимальных токовых защит (с относительной селективностью) дифференциальные защиты обладают свойством абсолютной селективности.