Министерство образования и науки Самарской области
Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение
Самарской области

«САМАРСКИЙ
САМАРСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ»
(ГБПОУ «СЭК»)

О.Н. Спирина
МДК.02.02. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЭЛЕК
ЭЛЕКТРООБОРУДОВ
ТРООБОРУДОВАНИЯ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИ
СТАНЦИЙ СЕТЕЙ
ТЕЙ И СИСТЕМ
Тема 2.2 Релейная защита
электрооборудования электрических станций сетей и систем
Конспект лекций для студентов специальности 13.02.03
Электрические станции, сети и системы

ПМ.02 Эксплуатация
ксплуатация электрооборудо
электрооборудования
вания электрических станций,
сетей и систем

Самара

Печатается по решению методического совета государственного бюджетного профессионального образовательного учреждения Самарской области
«Самарский энергетический колледж»

Конспект лекций по теме 2.2 Релейная защита электрооборудования электрических станций сетей и систем МДК.02.02 Релейная защита электрооборудования электрических станций сетей и систем для студентов специальности
13.02.03 / сост.: Спирина О.Н. – Самара: ГБПОУ «СЭК». – 105 с.

Издание содержит конспект лекций по теме 2.2 Релейная защита электрооборудования электрических станций сетей и систем МДК.02.02.

Замечания, предложения и пожелания направлять в ГБПОУ «СЭК» по адресу: 443001, г. Самара, ул. Самарская 205-А или по электронной почте
info@sam-ek.ru

ГБПОУ «СЭК»
2

1 Назначение релейной защиты
В электроэнергетических системах могут возникать повреждения и ненормальные режимы работы.
Повреждения: короткие замыкания (КЗ) – сверх ток, понижение напряжения – потеря устойчивости.
Ненормальные режимы – отклонения напряжения, тока и частоты.
Развитие аварии может быть предотвращено быстрым отключением поврежденного участка при помощи специальных автоматических устройств –
релейной защиты.
Назначение релейной защиты:
– выявление места КЗ и быстрое отключение поврежденного участка от
неповрежденной части;
– выявление нарушений нормального режима и подача предупредительных
сигналов или проведение операций, необходимых для восстановления нормального режима.
– связь РЗ с автоматикой – АПВ, АВР, АЧР и др.
Подробнее о повреждениях.
Причины повреждений:
 пробой или перекрытие изоляторов линий электропередач из-за грозовых
перенапряжений или при их загрязнении;
 обрывы проводов и грозозащитных тросов из-за обледенения и вибраций;
 механические повреждения опор, поломка изоляторов разъединителей,
схлестывание проводов;
 ошибочные действия оперативного персонала,
 заводские дефекты оборудования и ряд других факторов.
Виды повреждений:
− короткие замыкания – наиболее тяжелый вид.
Вследствие увеличения тока возрастает падение напряжения в элементах
системы, что приводит к понижению напряжения во всех точках сети. Возникающая дуга разрушает оборудование, а понижение напряжения нарушает работу потребителей и устойчивость параллельной работы генераторов.
− замыкание на землю одной фазы в сети с изолированной нейтралью
(обычно в системах собственных нужд эл. станций).
Ток при этом невелик – несколько десятков ампер. Опасно тем, что вызывает перенапряжения – возможность перехода в междуфазное замыкание.
Ненормальные режимы.
Перегрузка оборудования – перегрев ТВЧ и изоляции, её ускоренный износ.
Качания в системах – выход из синхронизма параллельно работающих генераторов. При этом ток колеблется от нуля до максимального, превосходящего нормальную величину значения. Садится напряжение.
Повышение напряжения – при внезапном отключении нагрузки.

3

2 Основные требования к релейной защите
Селективность – способность отключать только поврежденный участок
сети.
Релейная защита должна определять поврежденный элемент и подавать
команду на локализацию (отключение) этого элемента выключателями, ближайшими к месту повреждения. Например, для сети, изображенной на рис.1,
короткое замыкание в точке К1 должно отключиться выключателем Q6 а короткое замыкание в точке К2 должно ликвидироваться при помощи выключателя Q1.

Рисунок 1 - Иллюстрация селективного действия защиты

Быстродействие – главное условие для сохранения устойчивости параллельной работы генераторов. Быстрое отключение коротких замыканий позволяет уменьшить размер повреждения оборудования за счет термического и динамического действия токов, снизить влияние понижения напряжения на работу потребителей, повысить вероятность сохранения устойчивости параллельной
работы энергосистемы. Зависимость времени действия РЗ от напряжения сети
приведено в таблице 1.
Таблица 1 – Зависимость времени действия РЗ от напряжения сети
Номинальное напряжение, кВ
300...500
110...220
6...10

Время действия релейной защиты, с
0,1...0,12
0,15...0,3
1,5...3

Критерий – остаточное напряжение не менее 60 % от номинального.
Кроме того, нужно учитывать и время срабатывания выключателей:
tоткл = tз + tв,
где

(1)

tз – время действия защиты,
tв – время отключения выключателя – 0,15...0,06 с.
Быстродействующей считается защита, имеющая диапазон срабатывания
– 0,1...0,2 с, самые быстродействующие – 0,02...0,04 с.
В ряде случаев требование быстродействия является определяющим.
Чувствительность – для реагирования на отклонения от нормального режима.

4

Рисунок 2 - Иллюстрация зон действия защиты

Чувствительность защиты должна быть такой, чтобы она действовала при
КЗ в конце установленной зоны действия в минимальном режиме системы.
Чувствительность защиты характеризуется коэффициентом чувствительности kч
I
k ч  к .мин ,
(2)
I с.з
где

Iк.мин – минимальный ток КЗ,
Iс.з – ток срабатывания защиты.

Надежность – защита должна безотказно работать при КЗ в пределах установленной для неё зоны и не должна ложно срабатывать в режимах, при которых её работа не предусматривается. Защита должна обладать аппаратной и
функциональной надежностью Аппаратная надежность обеспечивается надежностью ее отдельных компонентов, грамотными схемными реализациями и условиями эксплуатации. Функциональная надежность достигается за счет совершенства алгоритма функционирования защиты
Резервирование следующего участка – важное требование. Если защита по
принципу своего действия не работает за пределами основной зоны, ставят специальную резервную защиту. Считается, что защита обеспечивает функции
ближнего резервирования, если она срабатывает при отказе собственных защит,
и дальнего резервирования – при несрабатывании защит или выключателей
смежных элементов.
3 Функциональная схема релейной защиты как устройства
автоматического управления
Информация о состоянии объекта, обычно в качестве контролируемых параметров выступает ток и напряжение, преобразуется при помощи измерительных преобразователей ИП к виду, удобному для дальнейшей обработки и безопасному для обслуживающего персонала. В качестве из мерительных преобразователей применяются трансформаторы тока ТА и трансформаторы напряжения TV.
Измерительная часть ИЧ, иногда ее называют пусковыми органами, непрерывно контролирует состояние и режим работы защищаемого объекта. В
ИЧ поступает непрерывная информация от источников информации, здесь она
преобразуется в дискретную: да, нет (0;1).
5

Рисунок 3 - Обобщенная схема автономной защиты от коротких замыканий

Логическая часть ЛЧ защиты обрабатывает дискретную информацию, поступившую с измерительных элементов, и формирует управляющее воздействие через исполнительные органы ИО на коммутационную аппаратуру, звуковую и световую сигнализацию.
Сигнальный орган СО фиксирует срабатывание защиты в целом или ее отдельных блоков.
4 Изображение схем релейной защиты на чертежах. Виды схем
Схемы устройств РЗ изображают на чертежах в виде принципиальных,
структурных, функциональных и монтажных.
Принципиальная схема дает представление о принципах действия комплекта РЗ, не отражая его монтажного исполнения. На схеме показываются все реле
и элементы, входящие в комплект, со всеми связывающими их электрическими
цепями. Контакты реле показываются на схемах в положении, соответствующем отсутствию тока в обмотках реле. Реле разных типов обозначаются латинскими буквами по международному стандарту, принятому в единой системе
конструкторской документации (ЕСКД) – приложение А.
Принципиальные схемы РЗ обычно изображаются в виде двух-трех схем:
отдельно ИЧ и ЛЧ, цепи контроля и сигнализация. Микросхемы показываются
в принятом для них условном изображении без внутренних соединений.
Структурные схемы изображают основные части (блоки), из которых состоит рассматриваемое устройство, определяют взаимосвязь частей с указанием
последовательности их действия. Блоки изображаются прямоугольниками с
обозначением, поясняющим их назначение. Входящие в состав частей органы
реле и элементы не показываются.
Функциональные схемы детальнее, чем на структурных схемах, показывают, из каких функциональных органов и элементов состоит устройство РЗ или
его отдельная структурная часть.
Монтажные схемы предназначаются для выполнения монтажа устройства
из элементов, входящих в его состав, или показывают, как такой монтаж уже
осуществлен заводом-изготовителем.
6

5 Источники оперативного тока
а) Назначение и общие требования
Оперативным током называется ток, питающий цепи дистанционного
управления выключателями, оперативные цепи релейной защиты, автоматики,
телемеханики и различные виды сигнализаций.
Питание оперативных цепей и особенно тех ее элементов, от которых зависит отключение поврежденных линий и оборудования, должно отличаться
особой надежностью. Поэтому главное требование, которому должен отвечать
источник оперативного тока, состоит в том, чтобы во время к.з. и при ненормальных режимах в сети напряжение источника оперативного тока и его мощность вмели достаточную величину как для действия вспомогательных реле
защиты и автоматики, так и для надежного отключения и включения соответствующих выключателей.
Для питания оперативных цепей применяются источники постоянного и
переменного тока.
б) Постоянный оперативный ток
В качестве источника постоянного тока используются аккумуляторные батареи с напряжением 110-220 В, а на небольших подстанциях 24-48 В, от которых осуществляется централизованное питание оперативных цепей всех присоединений (рис. 4). Для повышения надежности сеть постоянного тока секционируется на несколько участков, имеющих самостоятельное питание от
сборных шин батареи.
Самым ответственным участком являются цепи защиты, автоматики и катушек отключения, питаемые от шинок управления ШУ. Вторым очень важным
участком являются цени катушек включения, питаемые от отдельных шинок
ШВ вследствие больших токов (400-500 А), потребляемых катушками включения масляных выключателей. И, наконец, третьим, менее ответственным участком является сигнализация, питающаяся от шинок ШС. Остальные потребители
постоянного тока (аварийное освещение, двигатели собственных нужд) питаются по отдельной сети. Защита оперативных цепей от токов КЗ осуществляется предохранителями или специальными автоматами (реагирующими на увеличение тока).

Рисунок 4 – Принципиальная схема питания оперативных цепей защиты, цепей управления и
сигнализации постоянным током
7

Для своевременного выявления неисправностей в оперативных цепях состояние отдельных элементов цепи контролируется с помощью специальных
устройств.
Аккумуляторные батареи обеспечивают питание оперативных цепей в любой момент времени с необходимым уровнем напряжения и мощности независимо от состояния основной сети и поэтому являются самым надежным источником питания.
В то же время аккумуляторные батареи значительно дороже других источников оперативного тока, для них требуются зарядные агрегаты, специальное
помещение и квалифицированный уход. Кроме того, из-за централизации питания создается сложная, протяженная и дорогостоящая сеть постоянного тока. В
связи с этим за последнее время получает применение и переменный оперативный ток.
в) Переменный оперативный ток
Для питания оперативных цепей переменным током используется ток или
напряжение сети. В соответствии с этим в качестве источников переменного
оперативного тока служат трансформаторы тока, трансформаторы напряжения
и трансформаторы собственных нужд.
Трансформаторы тока являются весьма надежным источником питания
оперативных цепей для защит от токов КЗ. При коротких замыканиях ток и напряжение на зажимах трансформаторов тока увеличиваются, поэтому в момент
срабатывания защиты мощность трансформаторов тока возрастает, что и обеспечивает падежное питание оперативных цепей.
Однако трансформаторы тока не обеспечивают необходимой мощности
при повреждениях и ненормальных режимах, не сопровождающихся увеличением тока на защищаемом присоединении. Поэтому их нельзя использовать для
питания защит от замыкания на землю в сети с изолированной нейтралью, защит от витковых замыканий в трансформаторах и генераторах или защит от таких ненормальных режимов, как повышение или понижение напряжения и понижение частоты.
Трансформаторы напряжения и трансформаторы собственных нужд непригодны для питания оперативных цепей защит от КЗ, так как при КЗ напряжение в сети резко снижается и может в неблагоприятных случаях становиться
равным нулю. В то же время при повреждениях и ненормальных режимах, не
сопровождающихся глубокими понижениями напряжения в сети, трансформаторы напряжения и трансформаторы собственных нужд могут использоваться
для питания таких защит, как, например, защиты от перегрузки, от замыканий
на землю, повышения напряжения и т. д.
Чаще всего используется комбинированное питание от трансформаторов
тока и напряжения. Принципиальная схема блоков питания типов БПТ представлена на рис. 5. Где TLV и TLA – промежуточные насыщающиеся трансформаторы напряжения и тока; VS1, VS2 - выпрямительные мосты; С – конденсатор для сглаживания кривой вторичного напряжения.
8

Рисунок 5 – Принципиальная схема питания оперативных цепей защиты, цепей управления и
сигнализации выпрямленным постоянным током

6 Трансформаторы тока и схемы их соединений
Трансформатор тока – важный элемент релейной защиты. Он питает цепи защиты током сети и выполняет роль датчика, через который поступает информация к измерительным органам устройств релейной защиты.
Принцип действия поясняется на рис.6.
Первичная обмотка трансформатора тока включается последовательно в
силовую цепь. Вторичная обмотка замыкается на сопротивление нагрузки ZН –
последовательно включенные реле и приборы.
Ток I1, протекая по обмотке, создаёт магнитный поток Ф1=I1, под воздействием этого потока во вторичной обмотке наводиться ЭДС Е2. По обмотке
протекает ток I2.

Рисунок 6 – Принцип действия трансформатора тока

Если не учитывать потерь то:
I 1 1   I 2  2  I 2   I 1

где

nв 

1
I
 1 ,
2
nв

(3)

2
– витковый коэффициент трансформации.
1

В заводских материалах на трансформаторы тока указывают номинальный
I
коэффициент трансформации n т  1ном . Если не учитывать потери, то nв=nт.
I 2ном
В действительности же I2 отличается от расчетного значения. Часть тока I1
тратиться на создание намагничивающего потока:
9

I2  

I1  I нам    I
nв

1  I нам 

1
,
2

I    I11  I нам 1 .
Ф2

Ф1

(4)

Фn

Если разомкнуть вторичную обмотку, магнитный поток в магнитопроводе
резко возрастет. Магнитопровод быстро расплавится. Кроме того на вторичной
разомкнутой обмотке появиться высокое напряжение, достигающие десятков
киловольт. Вторичная обмотка обязательно должна быть заземлена – если
произойдет пробой изоляции, то при заземленной вторичной обмотке получится короткое замыкание, защитная аппаратура отключит поврежденный трансформатор, заземление вторичной обмотке делается прежде всего для обеспечения техники безопасности.
Причиной погрешностей в работе трансформаторов тока является ток намагничивания. Чрезмерно большие погрешности могут вызвать неправильные
действия релейной защиты, поэтому стараются уменьшить ток намагничивания.
Параметры, влияющие на уменьшение намагничивающего тока
Ток Iнам состоит из активной и реактивной составляющих.
Iа.нам – обусловлена активными потерями на гистерезис и от вихревых токов в магнитопроводе трансформатора тока.
Iр.нам – создает магнитный поток, который индуктирует во вторичной обмотке ЭДС Е2.
Для уменьшения Iа.нам магнитопровод выполняется из шихтованной стали.
При насыщении Iнам возрастает значительно быстрее, чем поток Фт, что
вызывает резкое увеличение погрешностей (см. рис. 7).

Рисунок 7 – Характеристика намагничивания трансформатора тока

Для ограничения погрешностей нужно уменьшить Фт:
Фт  Е2 = I2 (Z2 + Zн)

(5)

Этого можно добиться, либо снизив ток I2 за счет подбора соответствующего коэффициента трансформации (повысить nт для снижения кратности макI
симального первичного тока K 1 макс  1макс ), либо уменьшив сопротивление
I 1ном
нагрузки вторичной обмотки Zн .
10

Требования к точности трансформаторов тока, питающих релейную защиту.
Погрешность трансформаторов тока по току (I) не должна превышать
10%, а по углу () – 7.
Эти требования обеспечиваются, если Iнам0,1I1.
Выбор трансформаторов тока и допустимой вторичной нагрузки:
Исходя из тока нагрузки, его рабочего напряжения и вида защиты, выбирают тип трансформатора тока и его номинальный коэффициент трансформации.
Например: Iраб.макс=290 А  I1.ном=300 А  nт.ном=60.
Для дифференциальных и других защит, требующих точной работы
трансформаторов тока при больших кратностях первичного тока, используются
трансформаторы тока класса Р.
Для защит работающих при меньших значениях I1.макс – трансформаторы
классов 1,3 и 10.
Проверка сводится к определению действительной нагрузки Zн и сопоставлению её с Zн.доп.
1. Необходимо знать I1.макс – ток короткого замыкания в максимальном режиме.
2. Вычисляют максимальную кратность первичного тока
K a I 1.расч
,
(6)
K 10 макс 
I 1.ном
где Ка − коэффициент, учитывающий влияние апериодической составляющей тока КЗ на работу ТТ в переходном режиме, Ка – 1,2...2. Для
защит, имеющих выдержку времени или включаемых через быстронасыщающиеся трансформаторы (БНТ), Ка=1;
 − коэффициент, учитывающий возможное отклонение действительной характеристики намагничивания данного трансформатора тока
от типовой  = 0,8...0,9
3. По заводским кривым К10=f(Zном) определяется Zн.доп для вычисленного
значения К10.
4.Определяется действительное сопротивление нагрузки Zн.
Если Zн > Zн.доп, то увеличивается nт или выбирается трансформатор тока,
у которого при данном К10 допускается большее значение Zн.доп, или принимаются меры к уменьшению Zн.
Порядок расчета Zн изучен студентами в МДК.01.01 – на практической работе по выбору измерительных трансформаторов.
6.1 Типовые схемы соединений трансформаторов тока
Соединение трансформаторов тока и обмоток реле в полную звезду
Схема соединения представлена на рис.8, векторные диаграммы, иллюстрирующие работу схемы, на рис. 9, 10, 11.
11

Рисунок 8 – Соединение трансформаторов тока и обмоток реле в полную звезду

В нормальном режиме (если он симметричный) I N  I a  I b  I c  0 (практически из–за погрешностей трансформаторов тока проходит небольшой ток –
ток небаланса).
Трехфазное КЗ:

IN 

1
I A  I B  I C   0
3

Рисунок 9 – Векторные диаграммы трехфазного КЗ

Двухфазное КЗ

Рисунок 10 – Векторные диаграммы двухфазного КЗ

Однофазное КЗ:

IN 

1
IA  0
3

Рисунок 11 – Векторные диаграммы однофазного КЗ
12

Схема применяется для включения защиты от всех видов однофазных и
междуфазных КЗ.
Для каждой схемы соединений можно определить отношение тока в реле
Iр
Iр к току в фазе Iф, это отношение называется коэффициентом схемы k сх 
,
IФ
для данной схемы kсх=1.
Для каждого типа трансформаторов тока имеются определённые значения
К1макс и Zн, при которых погрешность  будет равна 10%. Поэтому исходными
величинами для оценки погрешности являются I1макс и Zн:
Zн = Zр + Zп,
где

(7)

Zп – сопротивление проводов,
Zр – сопротивление реле.

Для упрощения в расчетах сопротивления суммируются арифметически.
Предельные значения К1макс и Zн из условия 10% погрешности дают заводы, изготавливающие трансформаторы тока.
Соединение трансформаторов тока и обмоток реле в неполную звезду
Схема соединения представлена на рис. 12, векторные диаграммы иллюстрирующие работу схемы на рис. 13, 14.

Рисунок 12 - Соединение трансформаторов тока и обмоток реле в неполную звезду

3 – фазное КЗ: токи проходят по обоим реле и в обратном проводе:
I N  I a  I c ,

I N  Ib .
2 – фазное КЗ: токи проходят в одном или двух реле в зависимости от того, какие фазы повреждены.

13

Рисунок 13 - Векторные диаграммы двухфазного КЗ

Однофазное КЗ фазы В: токи в схеме защиты не появляются.

Рисунок 14 – Векторные диаграммы однофазного КЗ

Схема неполной звезды реагирует не на все случаи однофазного КЗ и применяется только для защиты от междуфазных КЗ в сетях с изолированными нулевыми точками: kсх=1.
Соединение трансформаторов тока в треугольник, а обмоток реле в звезду
Схема соединения представлена на рис. 15.

Рисунок 15 – Соединение трансформаторов тока в треугольник, а обмоток реле в звезду

При трехфазном КЗ при симметричной нагрузке в реле проходит линейный
ток в 3 раз больше тока фазы и сдвинутый относительно него по фазе на 30.
Особенности схемы:
1) токи в реле проходят при всех видах КЗ, защиты, построенные по такой
схеме, реагируют на все виды КЗ;
2) отношение тока в реле к фазному току зависит от вида КЗ;
14

3) токи нулевой последовательности не выходят за пределы треугольника
трансформаторов тока, не имея пути для замыкания через обмотки реле.
Схема применяется в основном для дифференциальных защит трансформаторов и дистанционных защит.
Iр
3I ф
3
Коэффициент схемы: k сх


 3.
Iф
Iф
Включение реле на разность токов двух фаз (схема восьмерки)
Схема соединения представлена на рис. 16, векторные диаграммы, иллюстрирующие работу схемы, на рис. 17, 18.
При трехфазном КЗ (симметричная нагрузка) I р  3I ф .

Рисунок 16 – Включение реле на разность токов двух фаз

Iр=2Iф.

Рисунок 17 – Двухфазное КЗ фаз А и С

Iр=Iф.

Рисунок 18 – Двухфазно КЗ АВ или ВС

Ток в реле, следовательно, и чувствительность при различных видах КЗ
будут различными.
Однофазное КЗ фазы В: ток в реле равен нулю.

15

Схема применяется для защиты от междуфазных КЗ, когда она обеспечивает необходимую чувствительность, когда не требуется её действие за трансформатором с соединением обмоток Y/ – 11 группа.
Коэффициент схемы k сх  3 .
Соединение трансформаторов тока в фильтр токов
нулевой последовательности
Схема соединения представлена на рис. 19. I N  I a  I b  I c

Рисунок 19

Ток в реле появляется только при одно – и двухфазных КЗ на землю.
Схема применяется в защитах от замыканий на землю.
При нагрузках трехфазных и двухфазных КЗ IN=0.
Однако из–за погрешности трансформаторов тока в реле появляется ток
небаланса Iнб.
Последовательное соединение трансформаторов тока
Схема соединения представлена на рисунке 20.

Нагрузка, подключенная к трансформаторам тока, распределяется поровI
ну. Вторичный ток I 2  1 остается неизменным, а напряжение, приходящееся
nт
I Z
на каждый трансформатор тока, составляет 2 n .
2
Схема применяется при использовании маломощных трансформаторов
тока.
Параллельное соединение трансформаторов тока
Схема соединения представлена на рисунке 21.
Схема используется для получения нестандартных коэффициентов трансформации.

16

nт
2
6.2 Класс точности
n т .схемы 

Выпускаются трансформаторы тока следующих классов точности: 0,5; 1; 3;
10 (для подсоединения к ним измерительных приборов) и Р и Д (для релейной
защиты).
Таблица 2
1
Погрешность
Класс
по току, %
по углу, 
0,5
0,5
40
1
1
80
3
Не нормируется
3
Р
Не нормируется
1

При диапазоне первичных токов 0,1I11,2 от номинального.

Номинальная нагрузка – максимальная нагрузка, при которой погрешность
равна значению, установленному для данного класса – Sн.ном(ВА) при I2ном=5А
или 1А и cos=0,8:
S
S н . ном  U 2 I 2ном  I 22ном Z н .ном  Z н .ном  н2.ном .
(8)
I 2ном
Кривые предельной кратности – К10=f(Zном) – приводятся в заводской документации (Рис.22).
Имеются и другие характеристики, например зависимость I2=f(I1) (рис.23).

Рисунок 22

Рисунок 23
17

7 Трансформаторы напряжения в схемах релейной защиты
Трансформатор напряжения представляет собой сердечник, набранный из
пластин электротехнической стали, с размещенными на нем первичной и вторичной обмотками (рис. 24)

Рисунок 24 – Устройство трансформатора напряжения

Первичная обмотка, имеющая большое число витков (несколько тысяч),
подключается параллельно силовой сети, к вторичной обмотке W2 подключаются измерительные приборы, цепи защит и сигнализации. Преобразование напряжения U1 до величины U2 определяется соотношением витков первичной и
вторичной обмоток:
=
(9)
Отношение чисел витков обмоток называется коэффициентом трансформации трансформатора напряжения:
=
(10)

Трансформаторы напряжения выполняются в однофазном и трехфазном
исполнении. В зависимости от требуемой информации однофазные трансформаторы могут соединяться в различные схемы (рис.25).
Для получения одного междуфазного напряжения используется схема,
представленная на рис. 25б; для получения двух или трех междуфазных напряжений применяется схема неполной звезды (рис.25в).
На рис.25а приведено соединение трех трансформаторов напряжения в
схему звезды. Эта схема используется для получения информации о фазных
или междуфазных напряжениях.
Для получения напряжения нулевой последовательности наряду с фазным
и междуфазным применяются трансформаторы напряжения, имеющие две вторичные обмотки. Одна из вторичных обмоток соединяется в звезду, другая - в
разомкнутый треугольник (рис. 26).
Вторичные обмотки трансформаторов напряжения обязательно заземляются для обеспечения безопасности персонала при попадании высокого на18

пряжения во вторичные цепи. При соединении вторичной обмотки в звезду заземляется нулевая точка, в других случаях - один из фазных проводов.

Рисунок 25 – Схемы соединения однофазных трансформаторов напряжения
А

а

В

b

С

с N D1

D2

Рисунок 26 – Схема соединения обмоток трансформаторов
с двумя вторичными обмотками

Для защиты от коротких замыканий во все незаземленные вторичные цепи
трансформаторов напряжения устанавливаются предохранители или автоматические выключатели.
Трансформаторы напряжения имеют две погрешности:
1. Погрешность по напряжению, под которой понимается отклонение действительного значения коэффициента трансформации от его номинального значения.
2. Погрешность по углу. В зависимости от погрешностей трансформаторы
напряжения подразделяются на классы точности. В табл. 2 приведена классификация трансформаторов в зависимости от класса точности.
19

В зависимости от нагрузки один и тот же трансформатор напряжения может работать в разных классах точности. Поэтому в паспортных данных указывается два значения мощности:
- номинальная – трансформатор работает в гарантированном классе точности;
- предельная – нагрев обмоток не выходит за допустимые пределы.
Таблица 2
Допустимая погрешДопустимая
Класс точности
ность
угловая погрешность,
по напряжению, %
мин.

Область применения

0.2

±0,2

±10

Лабораторные измерения

0,5
1,0

±0,5
±1,0

±20
±40

Учет электроэнергии
Щитовые приборы

3,0

±3,0

Не нормируется

Сигнализация, цепи защит

Кроме основных погрешностей на точность измерений оказывает влияние
падение напряжения в контрольном кабеле. Величина потерь нормируется, так,
для цепей релейной защиты она не должна превышать 3 %.
8 Классификация реле
Реле – автоматические приборы управления, обладающие релейным действием, т.е. скачкообразным изменением состояния управляемой цепи (например,
её замыкание или размыкание) при заданных значениях величин, характеризующих определенное отклонение режима контролируемого объекта.
Типы реле:
Электрические – реагируют на электрические величины.
Механические – реагируют на неэлектрические величины: скорость истечения жидкости или газа, уровень жидкости.
Тепловые – реагируют на количество выделенного тепла или изменение
температуры.
Классификация электрических реле защиты
Реле подразделяются на основные и вспомогательные.
Типы основных реле: тока, напряжения, сопротивления, мощности (определяющие величину и направление (знак)).
Типы вспомогательных реле: времени, указательные (для сигнализации),
промежуточные (передающие действие основных защит на отключение выключателей).
Реле бывают максимальными – действующие при возрастании контролируемой величины, и минимальными – при снижении этой величины.
Специальные реле: частоты, тепловые.
Каждое реле конструктивно можно подразделить на две части – воспринимающую и исполнительную.
Воспринимающая часть представляет собой обмотку, питающуюся током
или напряжением.
20

Исполнительная часть – это механическая система, воздействующая на
контакты реле, заставляя их замыкаться или размыкаться.
По способу подключения воспринимающего органа реле бывают:
Первичные (прямое включение в цепь защищаемого элемента) – рис.27.
Вторичные (включение через измерительные трансформаторы тока, напряжения) – рис.28.

Рисунок 27 – Первичные реле

Рисунок 28 – Вторичные реле

К достоинствам вторичных реле следует отнести: их изолированность от
цепей высокого напряжения; удобство обслуживания; возможность выполнения
их стандартными на одни и те же токи (5 или 1 А) и напряжение (100 В).
Достоинство первичных состоит в отсутствии измерительных трансформаторов тока и напряжения, источников оперативного тока и контрольного кабеля. Первичные реле широко используются в цепях низкого напряжения.
Различают два способа воздействия защит на выключатель: прямой и косвенный.
Прямой – защите не требуется оперативный ток, однако реле должны развивать большие усилия, поэтому не могут быть очень точными (рис. 29).
Косвенный – отличаются большой точностью. Проще осуществляется
взаимодействие между реле. Однако для реле косвенного действия необходим
источник оперативного тока (рис. 30).
По исполнению реле бывают:
Электромеханические, с подвижными элементами и контактными системами.
Статические, без подвижных элементов и контактов (электронные, микропроцессорные).

Рисунок 29 – Реле прямого действия

21

Рисунок 30 – Реле косвенного действия

9 Принципы выполнения и действия электромагнитных реле
Принцип действия: существуют три основные разновидности конструкций электромагнитных реле:
1) с втягивающимся якорем;
2) с поворотным якорем;
3) с поперечным движением якоря.
Каждая конструкция (рис. 31) содержит: электромагнит, состоящий из
стального сердечника и обмотки, стальной подвижный якорь, несущий подвижный контакт, неподвижные контакты и противодействующую пружину.
Проходящий по обмотке ток Iр создает намагничивающую силу Iрр, под
действием которой возникает магнитный поток Ф, замыкающийся через сердечник электромагнита, воздушный зазор и якорь. Якорь намагничивается и
притягивается к полюсу электромагнита, переместившись в конечное положение, якорь своим подвижным контактом замыкает неподвижные контакты реле.

Рисунок 31 – Электромагнитное реле

Ток срабатывания Iср – наименьший ток, при котором реле срабатывает, Iср
– это ток, при котором электромагнитная сила превосходит силу сопротивления
пружины, трения и массы.
22

Ток срабатывания регулируют: изменяя количество витков обмотки реле,
Iср меняется ступенчато; регулируя пружину, Iср меняется плавно.
Ток возврата – при уменьшении тока в обмотках реле происходит возврат
притянутого якоря в исходное положение под действием пружины.
Iвоз – наибольший ток в реле, при котором возвращается в начальное положение.
Коэффициент возврата I
k воз  воз
(11)
I ср
У реле, реагирующих на возрастание тока (максимальных реле), Iср>Iвоз 
kвоз<1.
По мере перемещения якоря воздушный зазор уменьшается, магнитное сопротивление уменьшается. Электромагнитный момент увеличивается, а сила
противодействующей пружины остается постоянной, возникает избыточный
момент. Для возврата якоря необходимо уменьшить ток.
Реле минимального действия – реле, действующее при уменьшении тока.
Для срабатывания необходимо уменьшить ток до значения, при котором
момент пружины превзойдет электромагнитный момент.
Iср – наибольший ток, при котором отпадает якорь реле.
Iвоз – наименьший ток, при котором втягивается якорь реле,
Iвоз>Iср  kвоз>1.
Работа электромагнитного реле на переменном токе

i р  I m sin t ,

(12)
2
Fэt  kI m
sin 2 t .
Электромагнитная сила FЭ имеет пульсирующий характер. Притянутый
якорь реле непрерывно вибрирует. Это вызывает дребезг контактов при срабатывании, что приводит к их подгоранию, изнашиваются оси. При большом моменте инерции якоря он не успевает следовать за быстрыми изменениями знака
результирующей силы. Если же момент инерции якоря недостаточен, то для
устранения вибрации применяют расщепление магнитного потока обмотки на
две составляющие, сдвинутые по фазе.

23

Расщепление магнитного потока производится либо с помощью короткозамкнутого витка (рис. 33), либо обмотка реле выполняется двумя параллельными секциями с разным угловым сдвигом (рис. 34).

Рисунок 33

Рисунок 34

10 Разновидности электромагнитных реле
Токовые реле
Токовые реле – электромагнитные реле, включенные на ток сети (непосредственно или через трансформаторы тока).
Для уменьшения нагрузки на трансформатор тока токовые реле должны
иметь по возможности малое потребление мощности. Обмотки токовых реле
рассчитываются на длительное прохождение токов нагрузки и кратковременное
– токов КЗ. kвоз должен приближаться к единице.
Реле РТ–40. Ток срабатывания регулируется плавно изменением натяжения пружины. Обмотка реле состоит из двух секций, что позволяет путём параллельного и последовательного включений изменять пределы регулирования
тока срабатывания. При последовательном соединении число витков возрастает, увеличивается точность, диапазон уменьшается в 2 раза.
24

Обозначение реле РТ–40/0,2 – диапазон токов срабатывания – 0,05...0,2 А;
РТ–40/20 – 5...20А.
В справочниках по реле указываются: пределы уставок, термическая стойкость, коэффициент возврата, потребляемая мощность.
Реле напряжения
По конструкции реле напряжения аналогичны токовым, подключаются к
трансформаторам напряжения.
Реле РН–55. В реле напряжения для снижения вибраций подвижной системы обмотка реле включена в сеть вторичного тока не непосредственно, а через выпрямитель.
Промежуточные реле
Применяются, когда необходимо одновременно замыкать несколько независимых цепей или когда требуется реле с мощными контактами для замыкания/размыкания цепей с большим током.
Промежуточные реле по способу включения подразделяются на реле параллельного и последовательного включения.
Параллельное включение (рис. 35). Основные выходные реле: РП–23, РП–
24. Реле, обладающие большим быстродействием: РП–211, РП–212 – 0,01...0,02
с. Обычно время срабатывания промежуточных реле от 0,02 до 0,1 с.

Рисунок 35 – Параллельное включение

Рисунок 36 – Последовательное включение

Последовательное включение (рис. 36). Используется, если выходной сигнал при срабатывании защиты слишком кратковременен для обеспечения отключения выключателей.
Параллельное включение с удерживающей последовательно включенной
катушкой (рис. 37). РП–213, РП–214, РП–253, РП–255.

Рисунок 37 – Параллельное включение с удерживающей
последовательно включенной катушкой
25

В справочниках указываются номинальные величины напряжения, тока,
время срабатывания, допустимый ток, контактная система реле.
Конструкция. Промежуточные реле в основном выполняются при помощи
системы с поворотным якорем – достоинство этой системы в большой электромагнитной силе при малом потреблении мощности, удобна для изготовления многоконтактных реле.
Указательные реле
Ввиду кратковременности прохождения тока в обмотке указательного реле
они выполняются так, что сигнальный флажок и контакты реле остаются в сработавшем состоянии до тех пор, пока их не возвратит на место обслуживающий
персонал.

Рисунок 38

Типы указательных реле: РУ–21, СЭ–2, ЭС–41.
Реле времени
Служат для искусственного замедления действия устройств релейной защиты. Основное требование – точность. Погрешность во времени действия реле не должна превышать 0,25 с, а для высокоточных реле 0,06 с.

Рисунок 39

Рисунок 40

Конструкция. При появлении тока в обмотке якорь втягивается, освобождая рычаг с зубчатым сегментом. Под действием пружины рычаг приходит в
движение, замедляемое устройством выдержки времени. Через определенное
время подвижный контакт замкнет контакты реле
Типы реле времени: ЭВ–100, ЭВ–200. Широко используется и полупроводниковые реле времени серии ВЛ. Изготовляются реле времени с синхронным электродвигателем серии Е–52, ВС–10. Реле серий Е–512, Е–513 имеют
двигатели постоянного тока.
Для уменьшения размеров реле их катушки не рассчитаны на длительное
прохождение тока. Поэтому реле, предназначенные для длительного включения
под напряжение, выполняются с добавочным сопротивлением rд.
26

Рисунок 41

11 Полупроводниковые реле
В настоящее время выпускается большое количество полупро
полупроводниковых
реле различных модификаций. Однако принци
принцип их действия практически одинаодин
ков и сводится к сравнению подводимого измеряемо
измеряемого
го сигнала с опорным
(рис.42).

Рисунок 42 – Принцип действия полупроводникового реле

Сигнал от трансформатора тока поступает на промежуточный трансформатор, выпрямляется, фильтруется
ильтруется и подается в схему срав
сравнения.
нения. В схеме сравнесравн
ния производится сравнение измеренного и об
обработанного
работанного сигнала с опорным
напряжением. Реле сработает, если выполнится условие UВХ > UОП. Меняя величину опорного напряжения, можно менять уставку срабатывания
срабаты
реле.
В качестве примера на рис. 43 приведена структурная схема токового реле
типа РСТ-13,
13, выпускаемого отечественной промышленностью.

Рисунок 443 – Структурная
труктурная схема реле тока типа РСТ 13
27

Ток от трансформаторов тока через промежуточный трансформатор ТLА
подается на выпрямительный мост V1, работающий на активную нагрузку К1.
Далее контролируемый сигнал в виде выпрямленного напряжения, пропорционального току, поступает на инвертирующий вход однопорогового компаратора
А1. На неинвертирующий вход компаратора подается опорный сигнал с блока
задания уставок. Блок задания уставок представляет собой делитель напряжения
с переключателями, которыми шунтируются резисторы делителя. При изменении положения переключателей изменяется доля напряжения, подаваемая на
вход компаратора.
Если значение поступающего сигнала меньше опорного, то конденсатор С
заряжен положительным напряжением насыщения усилителя А1, примерно на 12 В отличающимся от уровня напряжения питания, до напряжения стабилизации стабилитрона VD3. На выходе компаратора А2 напряжение отрицательно, и
транзистор VТ1 закрыт.
При увеличении входного сигнала до значения больше опорного напряжения компаратор А1 меняет свое состояние, конденсатор перезаряжается через сопротивление R2, на выходе компаратора А2 появляется напряжение положительной полярности, транзистор VТ1 открывается, реле срабатывает.
Времязадающая цепочка, содержащая резисторы R2, RЗ, конденсатор С и
стабилитрон VDЗ обеспечивает отстройку реле от помех, приводящих к кратковременному опрокидыванию компаратора А1. Положительная обратная связь
усилителя А2, выполненная на резисторах R4, R5, обеспечивает гистерезис в переходной характеристике для исключения неопределенности момента переключения, т.е. для предотвращения "дребезга".
По своим техническим данным реле типа РСТ 13 близко к электромагнитным реле. Так коэффициент возврата превышает 0.9, время действия при
1.21Ср не более 60 мс, при 31СР - не более 35 мс.
Полупроводниковые реле, по сравнению с электромагнитными и индукционными, обладают более высокой точностью, требуют меньших затрат на эксплуатацию, более просты в наладке. Важным достоинством полупроводниковых
реле является наличие сервисных функций, таких, как тестирование и самодиагностика.
12 Микропроцессорные реле тока
Цифровое реле тока имеет много общего с цифровыми реле различного
назначения и структурно его можно представить в виде, представленном на
рис. 44.
Общими для всех цифровых реле являются входные преобразователи, аналого-цифровые преобразователи АЦП, один или несколько микропроцессоров
для обработки поступившей информации, клавиатура, дисплей, блок питания и
выходной блок.
Входные преобразователи обеспечивают гальваническую развязку схемы
реле от внешних цепей, нормируют входной сигнал и выполняют его предварительную фильтрацию.
28

Рисунок 44 – Структурная схема цифрового реле тока

Аналого-цифровой преобразователь АЦП выполняет преобразование мгновенного значения входного сигнала в пропорциональное ему цифровое значение.
Процесс перехода от аналогового сигнала к дискретному называется квантованием сигнала. Квантование всегда происходит с некоторой потерей информации
из-за того, что для точного восстановления первоначального сигнала из его дискретного представления частота выборок должна по крайней мере вдвое превышать самую высокочастотную гармоническую составляющую входного сигнала
и, соответственно, из входного сигнала должны быть исключены все гармоники с
частотой, более высокой чем частота квантования. В устройствах релейной защиты и автоматики применяют АЦП с частотой выборок от 600 до 2000 Гц.
Блок питания предназначен для обеспечения стабилизированным напряжением всех узлов реле, независимо от возможных изменений питающей сети. Блок
питания может работать от сети постоянного или переменного тока.
Дисплей и клавиатура позволяют оператору получить информацию от устройства, изменить режим его работы, вводить информацию в реле. Дисплей и
клавиатура в цифровых реле реализуются в максимально упрощенном виде:
дисплей - цифробуквенный, однострочный; клавиатура - несколько кнопок.
Выходной блок формирует дискретный сигнал управления на защищаемый
объект с гальванической развязкой коммутируемых цепей.
Микропроцессор является управляющим и решающим блоком реле. Программа его работы хранится в постоянном запоминающем устройстве ПЗУ. Для
хранения промежуточных результатов вычислений применяется оперативное запоминающее устройство ОЗУ.

29

13 Максимальная токовая защита
13.1 Принцип действия токовых защит
При коротком замыкании ток в линии увеличивается. Этот признак
используется для выполнения токовых защит. Максимальная токовая защита
(МТЗ) приходит в действие при увеличении тока в фазах линии сверх определенного значения.

Рисунок 45 – Структурная схеме МТЗ

Токовые защиты подразделяются на МТЗ, в которых для обеспечения селективности используется выдержка времени, и токовые отсечки, где селективность достигается выбором тока срабатывания. Таким образом, главное отличие между разными типами токовых защит в способе обеспечения селективности.
13.2 Защита линий с помощью МТЗ с независимой выдержкой времени
МТЗ – основная защита для воздушных линий с односторонним питанием.
МТЗ оснащаются не только ЛЭП, но также и силовые трансформаторы, кабельные линии, мощные двигатели напряжением 6, 10 кВ.

Рисунок 46 – Выбор выдержки времени

Расположение защиты - в начале каждой линии со стороны источника питания.
На рис. 46 изображено действие защит при КЗ в точке К. Выдержки времени защит подбираются по ступенчатому принципу и не зависят от величины
тока, протекающего по реле.
13.3 Схемы защиты
Трехфазная схема защиты на постоянном оперативном токе
Схема защиты представлена на рис.47:
Основные реле:
Пусковой орган – токовые реле КА.
30

Орган времени – реле времени КТ.
Вспомогательные реле:
KL – промежуточное реле;
KH – указательное реле.

Рисунок 47 – 3-х фазная МТЗ на постоянном оперативном токе

Промежуточное реле устанавливается в тех случаях, когда реле времени не
может замыкать цепь катушки отключения YAT из-за недостаточной мощности
своих контактов. Блок-контакт выключателя SQ служит для разрыва тока, протекающего по катушке отключения, так как контакты промежуточных реле не
рассчитываются на размыкание.
Двухфазные схемы защиты на постоянном оперативном токе
В тех случаях, когда МТЗ может реагировать только при междуфазных КЗ,
применяются двухфазные схемы с двумя или одним реле, как более дешевые.

Рисунок 48 – 2-х фазная 2-х релейная МТЗ на постоянном оперативном токе

Достоинства:
1. Схема реагирует на все междуфазные КЗ на линиях.
2. Экономичнее трехфазной схемы.
31

Недостатки:
Меньшая чувствительность при 2 – фазных КЗ за трансформатором с соединением обмоток Y/–11 гр. (В два раза меньше чем у трехфазной схемы).

Рисунок 49 – МТЗ трансформатора

При необходимости чувствительность можно повысить, установив третье
токовое реле в общем проводе токовых цепей. Чувствительность повышается в
два раза – схема становиться равноценной по чувствительности с трехфазной.
Схемы широко применяются в сетях с изолированной нейтралью, где возможны только междуфазные КЗ. двухфазные схемы применяются в качестве
защиты от междуфазных КЗ и в сетях с глухозаземленной нейтралью, при этом
для защиты от однофазных КЗ устанавливается дополнительная защита, реагирующая на ток нулевой последовательности.

Рисунок 50 – Однорелейная схема

Схема реагирует на все случаи междуфазных КЗ.
Достоинства:
Только одно токовое реле.
32

Недостатки:
1. Меньшая чувствительность по сравнению с 2 – релейной схемой при КЗ
между фазами АВ и ВС.
2. Недействие защиты при одном из трех возможных случаев 2 – фазных
КЗ за трансформатором с соединением обмоток Y/–11 гр.
3. Более низкая надежность – при неисправности единственного токового
реле происходит отказ защиты.

Рисунок 51 – МТЗ трансформатора

Схема применяется в распределительных сетях 6...10 кВ и для защиты
электродвигателей.
13.4 Выбор тока срабатывания защиты
Защита должна надежно срабатывать при повреждениях, но не должна
действовать при максимальных токах нагрузки и её кратковременных толчках
(например, запуск двигателей).
Слишком чувствительная защита может привести к неоправданным отключениям.
Главная задача при выборе тока срабатывания состоит в надежной отстройке защиты от токов нагрузки.
Существуют два условия определения тока срабатывания защиты.
Первое условие. Токовые реле не должны приходить в действие от тока нагрузки:
Iс.з > Iн.макс,
(13)
где Iс.з – ток срабатывания защиты (наименьший первичный ток в фазе
линии, необходимый для действия защиты);
Iн.макс – максимальный рабочий ток нагрузки.
33

Второе условие. Токовые реле, сработавшие при КЗ в сети, должны надёжно возвращаться в исходное положение после отключения КЗ при оставшемся в защищаемой линии рабочем токе.
При КЗ приходят в действие реле защит I и II (рис.46). После отключения
КЗ защитой I прохождение тока КЗ прекращается и токовые реле защиты II
должны вернуться в исходное положение.
Ток возврата реле должен быть больше тока нагрузки линии, проходящего
через защиту II после отключения КЗ. И этот ток в первые моменты времени
после отключения КЗ имеет повышенное значение из–за пусковых токов электродвигателей, которые при КЗ тормозятся вследствие понижения (при КЗ) напряжения:

Рисунок 52 – Поясняющий рисунок

Iвоз > kзIн.макс

(14)

Увеличение Iн.макс, вызванное самозапуском двигателей, оценивается коэффициентом самозапуска kз. Учет самозапуска двигателей является обязательным.
При выполнении условия (14) выполняется и условие (13), так как Iвоз<Iс.з.
Поэтому для отстройки защиты от нагрузки за исходное принимается условие
(14):
Iвоз=kнkзIн.макс,
(15)
где kн – коэффициент надежности, учитывающий возможную погрешность
в величине тока возврата реле, kн=1,1...1,2.
Ток срабатывания защиты находят из соотношения
k воз

I воз
k
 I с .з  н k зI н .макс
Iс .з
k воз

(16)

Вторичный ток – ток срабатывания реле находится с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока nт и схемы включения реле kсх:
I с .р  k сх

I с.з
nт

(17)

Ток срабатывания защиты зависит от коэффициента возврата, для снижения Iс.з необходимо увеличивать kвоз, он должен быть на уровне от 0,85 и выше.
34

Определение величины Iн.макс индивидуально для конкретного защищаемого объекта, ниже приведены два примера
13.5 Чувствительность защиты
Ток срабатывания защиты Iс.з проверяется по условию чувствительности
защиты:
I
k ч  к .мин
(18)
I с.з
где Iк.мин – минимальный ток КЗ при повреждении в конце зоны действия
защиты как основной, так и резервной.

Рисунок 53 – Определение чувствительности защиты

Значение kч для различных типов защит нормируется. В основной зоне kч
как правило равен 1,5; в зоне резервирования допускается 1,2.
13.6 Выдержка времени защиты
Для обеспечения селективности выдержки времени МТЗ выбираются по
ступенчатому принципу (см. рис. 46).
Разница между временем действия защит двух смежных участков называется ступенью времени (ступенью селективности):
t=t2–t1

(19)

Ступень времени t должна быть такой, чтобы при КЗ на линии W2, МТЗ
II (см. рис. 46) не успевала сработать.
Определение ступени селективности t
При КЗ в точке К защита I работает в течение времени
tзI=tввI+tпI+tвI,
где

(20)

tввI – выдержка времени защиты I;
tпI – погрешность в сторону замедления реле времени защиты I;
tвI – время отключения выключателя Q1.
Условие несрабатывания защиты II при КЗ на линии W2
tввII>tввI+tпI+tвI.
Выдержка времени защиты II может быть определена как
tввII=tввI+tпI+tвI+tпII+tзап,
35

(21)
(22)

где

tпII – погрешность в сторону снижения выдержки времени защиты II;
tзап – время запаса.
Итак, минимальная ступень времени t может быть вычислена как
t=tввII – tввI=tпI+tвI+tпII+tзап

(23)

По формуле (23) определяется ступень времени для защит с независимой
характеристикой времени срабатывания от тока.
Рекомендуется принимать t =0,35...0,6 с. Для удобства расчетов следует
принимать t =0,5 с.
Выбор времени действия защит
Для МТЗ с независимой выдержкой времени выдержка времени защит вычисляется по формуле (24), расчет начинается от МТЗ, установленных у потребителей электроэнергии (см. рис. 54):
tвв(n)= tвв(n–1)+ t

(24)

Рисунок 54 – Определение времени срабатывания МТЗ

t1=0; t2=0,5с; t3=1с; t4=1,5с; t5=2с.
13.7 МТЗ с пуском (блокировкой) от реле минимального напряжения
Для повышения чувствительности МТЗ при КЗ и улучшения отстройки её
от токов нагрузки применяется пуск при помощи реле минимального напряжения.

Рисунок 54 – МТЗ с пуском по напряжению

Защита может действовать на отключение только при условии срабатывания реле напряжения. При перегрузках ток возрастает, но защита не действует,
даже если токовые реле КА приходят в действие. При КЗ напряжение на шинах
подстанции снижается, реле минимального напряжения срабатывают, разрешая
36

защите действовать на отключение.
Для надежной работы блокировки при 2 – фазных КЗ устанавливаются 3
реле напряжения KV, подключаемые на линейные напряжения. В этом случае
при двухфазном КЗ, например ВС, напряжение UВС будет равным нулю и реле
KV2 замкнет свои контакты, разрешая защите действовать на отключение. Однако при такой схеме включения реле плохо реагируют на однофазные КЗ. Поэтому в сетях с заземленной нейтралью предусматривается дополнительное реле KV0, реагирующие на напряжение нулевой последовательности, появляющиеся при замыканиях на землю. В сети с изолированной нейтралью реле KV0
не устанавливается, так как защита должна действовать только при междуфазных КЗ.
При обрыве цепей напряжения реле KV замыкают свои контакты и защита
лишается блокировки, поэтому комплект защиты должен оснащаться устройствами контроля цепей напряжения, либо сигнализировать оперативному персоналу о снятии блокировки.
13.8 МТЗ с зависимой и с ограниченно зависимой характеристикой
выдержки времени от тока
Принцип действия защиты
Наряду с независимой защитой применяется МТЗ с зависимой и ограниченно зависимой характеристиками выдержки времени от тока.

Рисунок 55 – МТЗ с зависимой характеристикой срабатывания

Зависимая характеристика улучшает отстройку от токов кратковременных
перегрузок Iп. Ускоряет отключение при КЗ в начале линии К1.
Зависимые защиты выполняются при помощи реле, работающих не мгновенно, а с выдержкой времени, зависящей от величины тока. Ниже рассмотрен
принцип действия и конструкция реле, относящихся к индукционному типу.
37

Индукционное реле тока РТ
РТ-80 имеет ограниченно зависимую характерихарактер
стику t = f (I)) и содержит два релейных элемента – индукционный и электроэлектр
магнитный (рис. 56).
При протекании по обмотке реле тока Iр ≥ Iср.р диск индукционного элеэл
мента 1 медленно вращается, причем его вращению препятствует тормозной
момент, создаваемый постоянным магнитом 2.. Под действием электромагнитэлектромагни
ного момента, создаваемого током реле, рамк
рамка 3 поворачивается, червяк 4 входит в зацепление с зубьями сегмента 5,, начинает постепенно подниматься, препр
одолевая
вая усилие пружины 6, и специальной планкой 7 замыкает контакты реле
8.. Время срабатывания регулируется начальным положением зубчатого сегме
сегмента при помощи винта, укрепленного на шкале времени. Чем больше сила тока Iр
в обмотке
мотке электромагнита, тем быстрее вращается диск и с меньшей выдержкой
времени замыкаются контакты реле, т.е. реле имеет зависимую от тока характ
характеристику времени срабатывания. Пр
При значениях тока Iр = (6-8) Iср.р наступает насыщение стали электромагнита и характеристика переходит в независимую.
Поэтому
оэтому характеристики реле РТ
РТ-80 называют ограниченно зависимыми.
зависимыми
Токи срабатывания индукционного элемента Iср.р регулируются изменениизменен
ем числа
исла витков обмотки (перестановкой контактного винта 11 на контактной
колодке); Iср. = 2-10
10 А; время срабатывания 0,5
0,5-16 с. Электромагнитный
ктромагнитный элемент
реле РТ-80 состоит из ярма электромагнита 9 и якоря 10,, через которые замыказамык
ется часть потоков рассеивания электромагнита. При протекании по обмотке
реле тока Iр ≥ 2Iср.р якоря втягивается и без выдержки времени (отсечкой) зам
замыкает контакты реле.
Таким образом, электромагнитный элемент может действовать или совм
совместно с индукционным элементом, или самостоятельно
самостоятельно,, как бы отсекая часть хах
рактеристики реле при больших токах. Поэтому электромагнитный элемент н
называется отсечкой с кратностью срабатывания Iотс = (2-8) Iср. Токи срабатывасрабатыв
ния электромагнитного элемента регулируются изменением количества витков
обмотки и положения регулировочного винта 12 (рис.56).

Рисунок 566 – Устройство индукционного реле РТ--80

Конструкция электромагнитного реле содержит электромагнит 11, состоящий из стального сердечника и обмоток 6, стальной подвижный якорь 2, непо
неподвижные контакты 3, подвижные контакты 4 и противодействующую пружину 5.
38

При прохождении тока по обмотке реле магнитный поток, создаваемый
этим током, намагничивает подвижный якорь. Возникающая при этом электромагнитная сила действует на якорь и создает вращающий момент, поворачивающий подвижную систему и связанный с осью контактный мостик. Этому
перемещению препятствует спиральная пружина, создающая противодействующий момент. Для надежного срабатывания реле необходимо, чтобы вращающий момент превосходил момент сопротивления пружины, трения и массы
подвижной системы. Если моменты равны, то реле начинает работать. Для изменения тока (напряжения) срабатывания реле надо изменить момент сопротивления, то есть изменить натяжение возвратной пружины.
Схема МТЗ с зависимой от тока выдержкой времени представлена на рис. 57

Рисунок 57 - Схема МТЗ с зависимой от тока выдержкой времени Выдержки времени защит

Порядок определения выдержек времени защит с зависимой или ограниченно зависимой характеристикой
1. Вначале выбирают характеристику времени защиты, расположенной
ближе к потребителям электроэнергии (МТЗ 2). Время срабатывания защиты
МТЗ 2 при КЗ в конце линии w2 (точка КС) определяется по ступенчатому
принципу, как для обычной МТЗ. По известному току КЗ IКС и времени срабатывания tвв2с выбирается характеристика времени реле типа РТ–80 для защиты
МТЗ 2 (см. рис. 4.4.8).
2. Определяют IКВмакс (в начале участка защиты МТЗ 2, точка КВ).
3. По характеристике времени срабатывания определяют время срабатывания защиты МТЗ 2 tвв2в при токе IКВмакс.
4. По условию селективности выдержка времени защиты МТЗ 1 при КЗ в
точке КВ должна превышать время защиты МТЗ 2 на ступень селективности t:
tвв1в= tвв2в+t,

(25)

где t – для таких защит 0,6...1 с. (В лабораторных и курсовых рекомендуется
принимать t=0,8 с.)
5. По известному току IКВмакс и времени срабатывания tвв1в выбирается характеристика времени реле типа РТ–80 для защиты МТЗ 1.
Характеристика защиты МТЗ 1 подбирается при проектировании по типовым характеристикам реле, а в условиях эксплуатации – путем регулирования
уставки времени реле.
39

Рисунок 58 – Поясняющий рисунок

13.9 МТЗ на переменном оперативном токе
Схемы МТЗ с питанием оперативных цепей от переменного тока могут
выполняться:
1) с питанием от трансформаторов тока – на принципе дешунтирования катушки отключения при срабатывании защиты;
2) с питанием от блока питания;
3) с питанием от предварительно заряженных конденсаторов.
13.9.1 Схема с дешунтированием катушки отключения выключателей
Схема защиты с зависимой характеристикой
На рис. 59 изображена схема для привода с двумя катушками отключения.
Схема выполняется на реле РТ–85 или РТ–95, имеющими мощные переключающие контакты (до 150 А).

Рисунок 59 – Схема защиты
с зависимой характеристикой

40

Особенности схем с дешунтированием:
1. Для их выполнения нужны реле, контакты которых обладают необходимой мощностью для переключения проходящего через них тока КЗ 100…200 А.
2. После срабатывания защиты нагрузка трансформаторов тока резко возрастает за счет подключения катушки отключения. В результате чего увеличивается погрешность трансформаторов тока и вторичный ток, проходящий по
реле, уменьшается. Погрешность трансформаторов тока должна быть такой,
чтобы вторичный ток был достаточен для удержания в сработанном состоянии
реле и надежного действия катушки отключения выключателя.
13.9.2 Схема защиты с независимой характеристикой
Схема защиты представлена на рис. 60. На схемах: TLA, TLC – промежуточные трансформаторы реле времени; KT – обмотка электродвигателя реле
времени; KL1.3, KL2.3 – контакты, шунтирующие контакт реле времени.

Рисунок 60 – Схема защиты с независимой характеристикой
41

Пояснения к схеме.
1. Во избежание отказа реле времени при двухфазном КЗ АС цепь обмотки
TLC разрывается размыкающим контактом КА1.2. В противном случае, как показано на рис. 61, ток, протекающий через обмотку электродвигателя, очень
мал и реле не сработает.

Рисунок 61 – Поясняющая схема

2. После включения катушек отключения выключателей YAT ток от
трансформаторов тока уменьшается, реле КА и КТ могут разомкнуть свои контакты. Однако благодаря самоудерживающим контактам промежуточных реле
KL1.3 и KL2.3 преждевременного возврата реле KL при этом не произойдет.
13.10 Область применения МТЗ
МТЗ применяется в качестве основной защиты для радиальных сетей до 10
кВ. Как резервная применяется в сетях всех напряжений.
Достоинства
1. Простота. 2. Надежность. 3. Небольшая стоимость. 4. Обеспечивает селективность в радиальных сетях с односторонним питанием.
Недостатки
1. Большие выдержки времени, особенно вблизи источников питания, в то
время как именно здесь нужно быстро отключать КЗ.
2. Недостаточная чувствительность при КЗ в разветвленных сетях с большим числом параллельных цепей и значительными токами нагрузки.
14 Токовые отсечки
14.1 Принцип действия
Токовая отсечка – разновидность токовой защиты, позволяющая обеспечить быстрое отключение КЗ.
Токовые отсечки (ТО) подразделяются на
– отсечки мгновенного действия;
– отсечки с выдержкой времени (0,3...0,6 с).
Селективность токовых отсечек достигается ограничением их зоны действия.
Величина тока КЗ, протекающий по линии, зависит от места повреждения:
EC
EC
IK 

,
(26)
X C  X WK X C  X Y L K
42

где

EC – ЭДС системы;
XC – сопротивление системы;
XWK – сопротивление линии до точки КЗ;
XY – удельное сопротивление линии;
LK – длина от начала линии до места КЗ.

Рисунок 62 – Определение зоны действия ТО

Для обеспечения селективности ток срабатывания защиты IC.З > IКЗ1 – тока
КЗ на шинах противоположной подстанции.
Токовые отсечки применяются как в радиальных сетях с односторонним
питанием, так и в сети, имеющей двустороннее питание.
14.2 Схемы отсечек
В сети с глухозаземленной нейтралью применяют трехфазные схемы, от
КЗ всех видов. Для защиты от междуфазных КЗ используется двухфазная схема
«неполная звезда». Схемы ТО аналогичны схемам МТЗ за отсутствием реле
времени у мгновенных отсечек.
В сети с изолированной нейтралью или заземленной через большое сопротивление применяются двухфазные схемы.
Как и МТЗ, ТО выполняется на постоянном и переменном оперативном
токах.
14.3 Отсечки мгновенного действия на линиях с односторонним питанием
14.3.1 Ток срабатывания отсечки
По условию селективности защита не должна работать за пределами защищаемой линии АВ, в токе В (см. рис. 63):
IСЗ = kНIК(В)макс,

(27)

где IК(В)макс – максимальный ток КЗ в фазе линии при КЗ на шинах подстанции
В;
43

kН – коэффициент надежности, 1,2...1,3 – для отсечек ЛЭП с реле типа РТ.

Рисунок 63 – Определение зоны действия ТО

14.3.2 Зона действия отсечки
Зона действия ТО определяется графически (рис. 63) или по формуле:

X TO% 
где


100  E C

 X C ,
X W  I С. З


(28)

XW – сопротивление линии;
XC – сопротивление системы.

ПУЭ рекомендуют применять отсечку, если её зона действия охватывает
не меньше 20% защищаемой линии.
Для устранения мертвой зоны направленных защит отсечка применяется и
при меньшей зоне действия.
При схеме работы линии блоком с трансформатором отсечку отстраивают от тока КЗ за трансформатором (рис. 64). В этом случае отсечка защищает
всю линию и весьма эффективна.

44

Рисунок 64 – Определение зоны действия ТО

14.3.3. Время действия отсечки
При применении быстродействующих промежуточных реле (с временем
срабатывания 0,02 с) tТО=0,04...0,06.
В схемах с промежуточными реле в расчетах не учитывается апериодическая составляющая тока, поскольку она затухает очень быстро, за 0,02...0,03 с.
На линиях, защищенных от перенапряжений трубчатыми разрядниками,
отсечка может срабатывать при их действии. Время срабатывания разрядника:
tP=0,01...0,02 с, а при их каскадном действии – 0,04...0,06 с. В этом случае применяют промежуточные реле с временем действия – 0,06...0,08 с.
14.4. Неселективные отсечки
Неселективная отсечка – это мгновенная отсечка, действующая за пределами своей линии.
Применяется в случаях, когда это необходимо для сохранения устойчивости. Неселективное действие исправляется при помощи АПВ, включающего
обратно неселективно отключившуюся линию.
14.5 Отсечки на линиях с двусторонним питанием
Для определения тока срабатывания отсечек необходимо определить токи
IКЗ(В)отG1 и IКЗ(А)отG2 (рис. 65).
Ток срабатывания защиты вычисляется по наибольшему из этих токов:
IСЗ = kНIК(макс)

(29)

Во избежание неправильной работы отсечки при качаниях её ток срабатывания должен отстраиваться и от токов качания Iкач:
IСЗ  kНIкач.макс
где

kН – коэффициент надежности, kН = 1,2...1,3;
45

(30)

2Е
,
(31)
X АВ
где Е – ЭДС генераторов А и В, ЕА=ЕВ=Е=1,05UГЕН;
XAB – суммарное сопротивление от генератора А до В: XGA+XGB+XC;
X GA  X d – сверхпереходное сопротивление генераторов;
XC – сумма сопротивлений всех остальных элементов, включенных между
шинами генераторов.
I кач .макс 

Ток срабатывания выбирается по большему из двух значений.

Рисунок 65 – Отсечки на линиях с двусторонним питанием

Ток срабатывания защиты вычисляется по наибольшему из этих токов:
IСЗ = kНIК(макс)

(29)

Во избежание неправильной работы отсечки при качаниях её ток срабатывания должен отстраиваться и от токов качания Iкач:
IСЗ  kНIкач.макс
где

(30)

kН – коэффициент надежности, kН = 1,2...1,3;

2Е
(31)
,
X АВ
где Е – ЭДС генераторов А и В, ЕА=ЕВ=Е=1,05UГЕН;
XAB – суммарное сопротивление от генератора А до В: XGA+XGB+XC;
X GA  X d – сверхпереходное сопротивление генераторов;
XC – сумма сопротивлений всех остальных элементов, включенных между
шинами генераторов.
Ток срабатывания выбирается по большему из двух значений.
I кач .макс 

46

14.6 Отсечки с выдержкой времени
14.6.1 Сеть с односторонним питанием
Мгновенная отсечка защищает только часть линии, чтобы выполнить защиту всей линии с минимальным временем действия применяется отсечка с
выдержкой времени (рис.66):

Рисунок 66 – Отсечки с выдержкой времени

tТО1=tТО2+t

(32)

Практически tТО10,3...0,6 зависит от точности реле времени,
где

IСЗ1=kНIСЗ2
kН=1,1...1,2.

47

(33)

14.6.2 Сеть с двусторонним питанием

Рисунок 67 – Отсечки на линии с двухсторонним питанием

IСЗ1=kНIК1
где

(34)

IК1 – ток от системы при КЗ в конце зоны отсечки 2.
14.7 Токовая трехступенчатая защита

Обычно МТЗ сочетают с мгновенной отсечкой (МО) и отсечкой с выдержкой времени (ОВВ), (рис. 68).

Рисунок 68 – Схема токовой трехступенчатой защиты
48

14.8 Применение токовых отсечек
Токовые отсечки используются как основные (в сетях низкого напряжения) и резервные (сети высокого напряжения) защиты на линиях с односторонним питанием. На линиях с двусторонним питанием отсечки используются как
резервные защиты.
Отсечки применяются как резервные защиты для мощных силовых трансформаторов и как основные для маломощных.
Промышленностью выпускаются:
 токовая отсечка в двухфазном, двухрелейном исполнении – комплекты
КЗ9 и КЗ9/2;
 МТЗ с независимой выдержкой времени в двухфазном, двухрелейном исполнении – КЗ12;
 МТЗ в двухфазном двухрелейном исполнении и ТО – двухфазное, трехрелейное исполнение – комплект КЗ13;
 МТЗ с независимой выдержкой времени – двухфазное, трехрелейное исполнение – комплект КЗ17.
Достоинства
1. Конструктивно одна из самых простых защит.
2. Высокая быстрота действия.
Недостатки
1. Неполный охват зоной действия защищаемой линии.
2. Непостоянство зоны действия под влиянием сопротивлений в месте повреждения и изменений режима системы.
15 Токовая направленная защита
15.1 Необходимость токовой направленной защиты
Направленной называется защита, действующая только при определенном
направлении мощности КЗ. Необходимость токовой направленной защиты
(ТНЗ) возникает в сетях с двусторонним питанием (рис. 69):

Рисунок 69 – Схема сети с двухсторонним питанием

При КЗ в точках К1 и К2 через защиту 5 проходит ток IК1, IК2 в различных
направлениях (рис. 69)
При КЗ в точке К1 мощность направлена от шин в линию, а при КЗ в точке
К2 мощность направлена от линии к шинам. Направление мощности КЗ, проходящей по линии, характеризует, где возникло повреждение: на защищаемой
линии или на других присоединениях, отходящих от шин данной подстанции.
49

Простая токовая защита действует как при КЗ на защищаемой линии, так и
при КЗ на других присоединениях, отходящих от шин подстанции, поэтому добиться селективной работы при КЗ в сетях с двусторонним питанием от МТЗ,
как правило, невозможно.
При КЗ в точке К1
При КЗ в точке К2

одновременно выполнить оба
требования невозможно

t5<t6
t5>t6

Принципы выполнения селективной защиты в сетях с двусторонним питанием
1. Защита должна устанавливаться с обеих сторон каждой линии и действовать при направлении мощности от шин в линию.
2. Выдержки времени на защитах, работающих при одном направлении
мощности (от G1 или G2), должны согласовываться между собой по ступенчатому принципу, нарастая по направлению к источнику питания:
t2>t4>t6>t8;

t1<t3<t5<t7.

В схемы ТНЗ входят реле направления мощности, ниже подробно рассмотрены реле данного типа.
15.2 Варианты выполнения реле мощности
Индукционное реле мощности (Рис.70). Конструктивно индукционное
реле мощности представляет собой четырехполюсную магнитную систему 1 с
расположенными на сердечнике двумя обмотками: токовой 2 и напряженческой
3.

Рисунок 71 – Векторная диаграмма
реле

Рисунок 70 – Индукционное реле
мощности

Между полюсами электромагнита помещен внутренний стальной сердечник и
подвижный алюминиевый ротор 6 с закрепленным на нем контактом 4. При протекании тока по обмоткам создаются магнитные потоки Фj и Фи. За счет взаимодействия
этих потоков с индуктированными в цилиндре токами создается вращающий момент:
Mв р = кФIФU sinφ
(35)
где ФI - поток, создаваемый токовой обмоткой;
Фи - поток, создаваемый обмоткой напряжения;
φ - угол между потоками
50

Если в выражении для вращающего момента заменить потоки пропорциональными величинами - током в реле Iр и напряжением Uр, а угол φ , равным ему углом φ = 90 0 -( φ р + α ) , то выражение для момента будет иметь вид:
Mв р = кФIФU sin( 90 0 -( φ р+ α ) = кФIФUcos ( φ р+ α )

(36)

Угол, при котором вращающий момент максимален, называется углом
максимальной чувствительности. Угол , определяющий сдвиг вектора тока в
обмотке напряжения относительно приложенного напряжения, называется углом внутреннего сдвига реле. В зависимости от значения угла внутреннего
сдвига характеристика реле меняет свое положение в плоскости координат. При
реле называют реле реактивной мощности или синусным; при - реле активной
мощности или косинусным. При промежуточных значениях угла реле реагирует на обе составляющие мощности и называется реле смешанного типа. Эти
реле имеют наибольшее распространение в схемах релейной защиты. Угол
внутреннего сдвига можно менять, включая в цепь обмотки напряжения реле
активное или емкостное сопротивление.
Рассмотренное реле позволяет определить направление мощности короткого замыкания. Изменение знака момента происходит при изменении направления тока в первичной цепи. Так, при коротком замыкании в точке К
(Рис.48) момент положителен, а при коротком замыкании в точке К2 - отрицателен. В схемах релейной защиты используется способность реле определять
направление тока, поэтому такие реле называют реле направления мощности.
Полупроводниковые реле мощности. Наличие ряда недостатков индукционных реле, таких, как трудность отстройки от "самохода", вибрация контактной системы, низкая механическая устойчивость, поставили вопрос о необходимости их замены на полупроводниковые реле. В настоящее время промышленностью выпускаются различные виды полупроводниковых реле мощности. Одна из возможных реализаций реле на микроэлектронной основе представлена на рис.72.

Рисунок 72 – Принципиальная схема полупроводникового реле направления мощности
51

Реле состоит из входных преобразователей тока 1 и напряжения 2; двух фильтров низких частот 3 и 4; усилителей-ограничителей 5, 6; детектора знака активной мощности 7, выполненного на основе интегратора и перемножителя; порогового элемента 8, выполненного на компараторе; исполнительного блока 9.
Информация о токе и напряжении контролируемого объекта через входные
преобразователи подается на фильтры низких частот. При помощи фильтров
низких частот и усилителей-ограничителей формируются требуемые амплитудно-частотные характеристики каналов тока и напряжения. Сигналы, поступающие на входы детектора знака активной мощности, преобразуются при помощи перемножителя и интегратора в сигнал, пропорциональный активной
мощности.
Сигнал после перемножителя и интегратора пропорционален активной
мощности и в зависимости от направления тока имеет положительный или отрицательный знак.
Полупроводниковые реле мощности, по сравнению с индукционными, обладают меньшей потребляемой мощностью, более чувствительны и точны, требуют меньших эксплуатационных затрат.
15.3 Расчет параметров
Расчет параметров заключается в выборе тока срабатывания, выдержки
времени и оценке чувствительности.
Выбор тока срабатывания. Ток срабатывания токовых направленных
защит выбирается так же, как для обычных максимальных токовых защит по
условиям отстройки от максимальных нагрузочных режимов. При этом отстройка производится от токов, направленных от шин в линию.
Выбор выдержек времени. Выбор выдержек времени производится по
встречно-ступенчатому принципу, применение которого показано на рис.73.

Рисунок 73 – Выбор выдержек времени токовых направленных защит
52

Стрелками на рисунке показано направление тока, при котором срабатывают пусковые органы защит. При коротком замыкании в точке K1 сработают пусковые органы защит 1, 3, 5, 6. Наиболее удаленной защитой от источника питания в этом режиме является защита 5, поэтому принимается t5=0.
Для других защит:
t3 = t5 + Δ t;
t3= t7 + Δ t - из двух значений выбирается большее;
t1 = t3 + Δ t;
t1= t8 + Δ t - из двух значений выбирается большее.
При коротком замыкании в точке K2 сработают пусковые органы защит
1, 2, 4, 6. Наиболее удаленной защитой от источника питания в этом режиме
является защита 2, поэтому принимается t2 = 0.
Для других защит:
t4 = t2 + Δ t;
t4= t8 + Δ t - из двух значений выбирается большее;
t6 = t4 + Δ t;
t6= t7 + Δ t - из двух значений выбирается большее.
15.4 Оценка чувствительности
Чувствительность токовых пусковых органов максимальной токовой направленной защиты оценивается по току двухфазного короткого замыкания в
конце защищаемой линии и в конце резервируемых участков.
При оценке поведения защиты следует учесть возможность возникновения
двух режимов - режима каскадного действия и отказа защиты из-за наличия
«мертвой зоны» по напряжению.
При коротком замыкании вблизи источника в кольцевой сети с односторонним питанием (рис.74) ток короткого замыкания, проходящий через защиту, установленную на противоположных шинах, может оказаться недостаточным для ее срабатывания. В этом случае, независимо от соотношения выдержек времени, первым сработает комплект, установленный вблизи источника. После отключения линии защитой 6 ток в месте установки защиты 5 увеличивается и становится достаточным для ее срабатывания. Такое действие защиты называется каскадным. Участок линии, в пределах которого защита работает
каскадно, называется зоной каскадного действия защиты.

Рисунок 73 – Схема кольцевой сети

При трехфазном коротком замыкании вблизи места установки защиты напряжение, подводимое к реле направления мощности, может оказаться недостаточным для срабатывания реле, и защита отказывает. Участок линии, в пре53

делах которого при трехфазных коротких замыканиях защита не работает, называется мертвой зоной.
15.5 Схемы максимальных направленных защит
Схемы максимальных направленных защит выполняются в различных вариантах, отличающихся друг от друга в основном схемой включения органа направления мощности. Под схемой включения реле направления мощности понимается сочетание фаз токов и напряжений, подводимых к реле. Схемы включения должны обеспечивать правильное определение направления мощности в
условиях короткого замыкания.
Наибольшее распространение получили две схемы: 30 –градусная и 90 градусная (рис.74).

Рисунок 74 − Схема максимальной токовой направленной защиты с реле
мощности, включенными по 90-градусной схеме:
а) схема цепей переменного тока; б) схема цепей переменного напряжения; в) схема
цепей постоянного тока

На рис.75 представлен алгоритм работы максимальных токовых направленных защит.

Рисунок 75 – Алгоритм работы максимальных токовых направленных защит
54

16 Конструкция трансформатора тока нулевой последовательности.
Токовое реле РТЗ- 51. Защита от замыканий на землю в электрических
сетях. Защита кабельных линий напряжением 6-10 кВ
К повреждениям в сетях напряжением 6-10 кВ относятся замыкание одной
фазы на землю и многофазные (двух- и трехфазные) КЗ, в том числе замыкания
на землю разных фаз (двойные и тройные КЗ). Обычно замыкания на землю
двух фаз являются результатом развития замыкания одной фазы на землю (однофазного замыкания на землю).
Однофазные замыкания на землю являются основным видом повреждений
и характеризуются повышением напряжения неповрежденных фаз относительно земли в раз при металлическом замыкании и в 3÷4 раза при дуговых замыканиях. Это часто приводит к пробою изоляции, переходу однофазного замыкания в двойные и тройные замыкания и появлению многоместных замыканий на землю с повреждением до 4-5 кабелей. При этом по поврежденным фазам проходят токи КЗ. Сказанное объясняет необходимость применения в этих
сетях защиты от однофазных замыканий на землю. ПУЭ предписывают выполнять эту защиту в одном из следующих видов:
- селективной защиты (устанавливающей поврежденное присоединение),
действующей на сигнал;
- селективной защиты (устанавливающей поврежденное присоединение),
действующей на отключение, когда это необходимо по требованиям безопасности. Защита должна быть установлена на питающих элементах сети;
- устройства контроля изоляции. Отыскание поврежденного элемента допускается осуществлять поочередным отключением присоединений.
Защита от однофазных замыканий, как правило, использует информацию
от трансформаторов тока нулевой последовательности.
Защита от многофазных КЗ одиночных линий с односторонним питанием
выполняется в виде двухступенчатой токовой защиты. Первая ступень - токовая
отсечка, чаще всего, без выдержки времени; вторая - максимальная токовая защита с независимой или зависимой от тока выдержкой времени. Защита линий
с двухсторонним питанием часто имеет дополнительный орган - реле направления мощности. Более сложные защиты, например, дистанционная, обычно не
применяются.
Защита от замыканий на землю чаще всего выполняется с трансформаторами тока нулевой последовательности (ТНП) и реле тока типа РТЗ-50, РТЗ-51.
ТНП представляет собой трансформатор тока, имеющий в качестве первичной
обмотки провода трех фаз линии (рис. 1). Магнитный поток, созданный токами
трех фаз линии, содержит только утроенную составляющую нулевой последовательности 3Ф0, поэтому по вторичной цепи этого трансформатора проходит
ток I2 = 3I0/К1, где К1 коэффициент трансформации ТТ. Составляющие нулевой
последовательности (ток, напряжение) появляются при повреждениях, связанных с землей, т. е. они являются признаками замыкания на землю.

55

Рисунок 1 – Защита от замыканий на землю

Чтобы защита действовала правильно, воронку кабеля и сам кабель на участке от ТТ до воронки изолируют от земли, а провод, заземляющий воронку,
пропускают в окно сердечника ТТ, как показано на рис. 1. При этом блуждающие токи, проходящие по оболочке или броне кабеля, компенсируются токами,
возвращающимися по заземляющему проводу. Следует отметить, что токи замыкания на землю относительно невелики (обычно не превышают 100 А), поэтому вторичный ток ТТ при замыкании на землю составляет доли ампера. Это
является причиной применения чувствительных полупроводниковых, а не электромеханических реле защиты от замыкания на землю.
На рис. 2 приведены схемы, поясняющие действие защиты от замыкания
на землю на РП. Так, в частности, на рис. 2, а показано подключение реле напряжения KU неселективного контроля изоляции. Утроенное напряжение нулевой последовательности, служащее признаком замыкания на землю, появляется
на зажимах обмотки трансформатора напряжения TV, соединенной в разомкнутый треугольник. Чтобы найти место замыкания на землю, необходимо поочередно отключать присоединения - отходящие линии W2-WN. Если после отключения присоединения реле KU не срабатывает (исчезает сигнал о замыкании на землю), то замыкание на землю имеет место на этой линии. Если же замыкание на землю возникает на шинах РП, в цепи питающей линии W1 или в
питающей системе, то сигнал от реле KU исчезает только после отключения
выключателя питающей линии.
Селективные устройства защиты или сигнализации о замыкании на землю
(рис. 2, б) подключаются ко вторичным обмоткам ТНП каждого присоединения. Срабатывание только одного реле КА1 свидетельствует о замыкании на
сборных шинах РП. Если же срабатывают реле КА1 и, например, КАЗ, то это
сигнализирует о замыкании на землю в цепи линии W3.

56

Рисунок 2 – Контроль изоляции фаз
в сети с изолированной нейтралью:
а - неселективный; б - селективный

Рисунок 3 – Двухступенчатая максимальная
токовая защита линии

Двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ выполняется с помощью электромагнитных реле тока РТ-40, реле времени серии РВ и промежуточных реле, или же с помощью индукционных реле с зависимой выдержкой времени серии РТ-80. Во втором случае специальные реле времени и промежуточные реле не требуются. На рис. 3 показана принципиальная схема одной фазы
двухступенчатой защиты с электромагнитными реле тока.
Первая ступень – токовая отсечка – выполняется с помощью реле максимального тока КА1, промежуточного реле KL1 и указательного (сигнального)
реле КН1. Промежуточное реле имеет более мощные контакты, чем у реле тока,
и поэтому с их помощью подается питание на электромагнит отключения выключателя YAT. Вторая ступень - максимальная токовая защита - выполняется
с помощью реле тока КА2, реле времени КТ1, промежуточного реле KL2 и указательного реле КН2. Сигнализация о срабатывании ступеней защиты производится указательными реле КН1, КН2.
Первая ступень действует следующим образом. При превышении тока в
главной цепи (КЗ в точке К) ток во вторичной цепи ТА превышает порог срабатывания токового реле КА1. Это реле срабатывает, т. е. замыкает свои контакты. Напряжение оперативного тока через контакты реле КА1 подается на обмотку промежуточного реле KL1, вызывая его срабатывание. Напряжение оперативного тока через замкнутые контакты KL1 и обмотку указательного реле
КН1 (оно имеет малое сопротивление и срабатывает при прохождении через
него тока) подается на электромагнит отключения выключателя YAT. В результате выключатель Q отключается. Прохождение тока через YAT вызывает срабатывание реле КН1, что приводит к выдаче сигнала персоналу о срабатывании
токовой отсечки. Вторая ступень действует практически так же, как и первая.
57

Отличие заключается в том, что вторая ступень работает с выдержкой времени,
создаваемой реле времени КТ1.
Функционирование токовой защиты показано на рис. 4 для участка сети
(рис. 3), содержащего линию W1, отходящую от центра питания ЦП, распределительный пункт РП, отходящую от РП линию W2 и подключенную к концу
этой линии ТП. Каждая из линий защищена двухступенчатыми защитами на
реле КА1, КА2 и КА3, КА4. Реле КА1, КА3 - токовые отсечки, они защищают
небольшие участки линий 11 и 13 в минимальном режиме. Оставшиеся участки
линий защищены вторыми ступенями защит на реле КА2, КА4.

Рисунок 4 – Максимальная токовая защита участка ГРС

Следует отметить, что вторая ступень защиты линии W1 осуществляет
дальнее резервирование защиты линии W2 и ближнее резервирование токовой
отсечки линии W1.
Ток срабатывания отсечки линии W1 должен быть выше тока трехфазного
(3)
КЗ I k max1, в максимальном режиме в конце указанной линии. Это необходимо
для того, чтобы обеспечивалась селективность отсечек линий W1 и W2. Благодаря этому отсечка линии W1 не реагирует на КЗ в начале линии W2.
Токи срабатывания вторых ступеней защит выбираются по наибольшему
току нагрузки линий с учетом необходимости обеспечения условия возврата
этих реле после отключения КЗ. Время срабатывания защиты линии W2 можно
принять равным ступени селективности (например, 0,5 с). Таким образом, максимальная токовая защита является защитой с относительной селективностью,
что достигается выбором тока и выдержки времени срабатывания.
Основным недостатком токовой отсечки является незначительная длина
защищаемой зоны линии. Этот недостаток может быть частично устранен за
счет совместного действия токовой отсечки и АПВ. Пусть на линии W1 (рис. 4)
имеется устройство АПВ. В этом случае ток срабатывания отсечки выбирается
ниже I(3)k max1, благодаря чему токовая отсечка линии W1 резервирует защиты
линии W2. При этом токовая отсечка линии W1 срабатывает при КЗ на линии
W2, т. е. действует неселективно. В результате отключаются обе линии за счет
действия их токовых отсечек. Затем действует АПВ линии W1 и последняя,
58

вновь вводится
ся в работу, а поврежденная линия W2, не имеющая АПВ, остается
отключенной. Описанное
анное устройство называется токовой защитой с ускорен
ускорением до АПВ.
Используют также токовые защиты с ускорением после АПВ. В этом сл
случае КЗ на линии W1, а при отказе защит линии W2 - и при КЗ на линии W2 отключается за счет действия максимальной токовой за
защиты
щиты линии W1 (с выв
держкой времени). Неселективная токовая отсечка при этом не действует, а
вводится в работу только после действия АПВ. Этот прием называют ускорен
ускорением токовой защиты после АПВ. Ускорение защиты после АПВ особенно цел
целесообразно при близких к источнику питания КЗ на линии W1. В этом случае
провода линии нагреваются до высокой температуры при КЗ, и после АПВ ллинию необходимо отключить как можно быстрее. Ускорение токовой защиты
после АПВ позволяет уменьшить время повторного прохождения токов К
КЗ по
проводникам, нагретым до высокой температуры (т. к. КЗ отключалось с ввыдержкой времени), что уменьшает возможность их термического повреждения.
Токовые защиты могут выполняться с помощью индукционных токовых
реле серии РТ-80,
80, имеющих зависимую выдержк
выдержкуу времени, а также реле прямопрям
го действия серии РТВ и РТМ. Применение указанных реле объясняется стре
стремлением удешевить защиту, не использовать специальные источники операти
оперативного тока (аккумуляторные батареи, выпрямители, блоки питания). Эти реле
работают на переменном оперативном токе, т. е. нет специальных источников
тока для отключения выключателей. Отключение выключателей производится
непосредственно
ственно вторичными токами трансформаторов тока. Однако указанные
реле катастрофически
тастрофически морально устарели.
17 Ступенчатые
чатые токовые защиты нулевой последовательности.
Назначение ступеней. Выбор уставок защиты, проверка чувствительности
чувствительн
Токовая направленная защита нулевой последовательности ТНЗНП – самая надежная и вместе с тем простая защита линии. Это логическая цепочка из
контакта
такта токового реле, реле направления мощности и реле времени (начиная
со второй ступени).
I ступень действует без выдержки времени, охватывает 40
40-60% длины линии, остальные ступени имеют выдержки времени.
II ступень охватывает 90
90-100% длины линии.
III ступень охватывает линию до шин противоположной подста
подстанции.
IV (пятая ступень) применяется для обеспечения дальнего резерв
резервирования.

59

Земляная защита (ЗЗ) предназначена для защиты ВЛ в сетях с заземленной
нейтралью от КЗ на землю. Полное правильное наз
название
вание защиты – токовая направленная защита нулевой последовательности (ТНЗНП).
ЗЗ реагирует на ток нулевой последовательности защищаемой ВЛ: если
величина тока нулевой последовательности превышает уставку, ЗЗ срабатывает
и отключает защищаемую ВЛ. То есть, по принципу действия ЗЗ является макма
симальной токовой защитой, включенной не на полные фазные токи, а на ток
нулевой
левой последовательности.
Реле тока ЗЗ включаются в обратный провод трансформаторов тока (ТТ),
соединенных в полную звезду (рис. 2.1.1). Ток в рреле
еле ЗЗ равен сумме токов трех
фаз и равен утроенному току нулевой последовательности:
IЗ = IА+IВ+IС = 3I0

В нормальном режиме работы ток в реле тока ЗЗ равен нулю, так как су
сумма токов трех фаз в трехфазном симметричном режиме работы равна нулю. Ток
в реле
ле тока ЗЗ может появиться только в четырех случаях:
1. При КЗ на землю (однофазных и двухфазных). При однофазных КЗ ток в
ЗЗ равен току КЗ (рис. 2.1.2). При КЗ на землю 33 срабатывает правильно - она
для этого и предназначена.

2. На двухцепных ВЛ при ззамыкании
амыкании двух фаз двух соседних ВЛ между
собой без земли (рис. 2.1.3). С точки зрения питающей энергосистемы это
двухфазное КЗ, и ЗЗ энергосистемы при этом не работают. Но в ЗЗ обеих п
поврежденных ВЛ ток 3I0 равен току КЗ и обе защиты могут сработать. Работ
Работа ЗЗ
при этом считается правильной.

60

3. При обрывах фаз в сети (рис. 2.1.4). При этом ток в защите примерно рравен току нагрузки и ЗЗ может сработать (если ток нагрузки больше тока сраб
срабатывания защиты), а может, и нет. В любом случае поведение защиты счит
считается
правильным.
4. При неисправности токовых цепей: обрыв или закорачивание одной или
двух фаз токовых цепей (рис. 2.1.5). При этом ток в защите равен току н
нагрузки
и ЗЗ может сработать ложно (если ток нагрузки больше тока срабатывания ззащиты), без повреждения
ждения в сети.
Выбор параметров срабатывания I ступени
Ток срабатывания первой ступени ТНЗНП при выполнении ее без выдер
выдержки времени выбирается по условиям отстройки от утроенного тока нулевой п
последовательности,
довательности, проходящего в месте установки защиты:
1. при замыкании
мыкании на землю на шинах противоположной подстанции:
где kотс= 1.1÷1.3 – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность реле,
ошибки расчетов, влияние апериодической составляющей и необходимый ззапас, о.е;
3I0макс– максимальное значение периодической сос
составляющей
тавляющей утроенного
начального первичного тока нулевой последовательности, проходящего в месте
установки защиты при замыкании на землю на шинах противоположной по
подстанции, А.
В качестве расчетного замыкания принимается замыкание на землю оодной или двух фазз в зависимости от того, при каком виде КЗ ток нулевой посл
последовательности
тельности в месте повреждения имеет большее значение.
2. в кратковременном неполнофазном режиме, возникающем при неодн
неодновременном включении фаз выключателя:
(0.6)
где kотс= 1.1÷1.3 – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность реле,
ошибки расчетов, влияние апериодической составляющей и необходимый ззапас, о.е;
61

3I0неп– максимальное значение периодической составляющей утроенного
первичного тока нулевой последовательности, проходящего в месте установки
защиты в неполнофазном режиме, возникающем при неодновременном включении фаз выключателя, А.
Данное условие не рассматривается, если защита отстроена по времени от
неполнофазного режима, возникающего при неодновременном включении фаз
выключателя.
3. при замыкании на землю на шинах противоположной подстанции, если
вторая параллельная отключена и заземлена на обоих концах и взаимоиндукцией между линиями пренебречь нельзя (рассчитывается только в случае двухцепной линии дополнительно к пункту а и б, рисунок 3.1а)). Расчет производится по формуле ( 0 .5).

Рисунок 3.1 – Режимы для выбора тока срабатывания защиты параллельных ЛЭП

4. при замыканиях на землю на шинах противоположной подстанции в
случае, когда вторая параллельная линия отключена, если взаимоиндукцией
между линиями можно пренебречь вследствие ее малости (рассчитывается
только в случае двухцепной линии дополнительно к пункту а и б, рисунок 3.1б)). Расчет производится по формуле ( 0 .5).
5. от броска намагничивающего тока трансформаторов, присоединенных
к ответвлениям от защищаемой линии и имеющих глухозаземленные нейтрали,
в условиях каскадного включения защищаемой линии (рассчитывается дополнительно к пункту а и б только в случае линии с ответвлениями или для одиночной линии, если в защищаемой сети возможно включение трансформаторов
под напряжение через рассматриваемую линию):

где
– коэффициент броска, учитывающий зависимость действующего значения тока от изменения при затухании, а также зависимость от сорта стали и вида затухания, о.е. Значение определяется по кривым зависимости от соотношения согласно рекомендациям, изложенным в приложении «Руководящих
указаний по релейной защите. Выпуск 12».
Uном– первичное номинальное напряжение сети, В;
– расчетное сопротивление контура включения трансформатора, приведенное к напряжению сети, Ом.
6. в кратковременном неполнофазном режиме, возникающем при неодновременном включении фаз выключателя, подающего напряжение на защищае62

мую линию, и самозапуске двигателей нагрузки, питаемой от трансформаторов,
присоединенных к ответвлениям от защищаемой линии, при работе хотя бы одного из этих трансформаторов с глухозаземленной нейтралью (рассчитывается
дополнительно к пункту а и б только в случае линии с ответвлениями). Расчет
производится по выражению ( 0 .6), в котором 3I0неп– максимальное значение
утроенного тока нулевой последовательности, проходящего в месте установки
защиты в неполнофазном режиме, возникающем при неодновременном включении фаз выключателя, подающего напряжение на защищаемую линию, и самозапуске двигателей нагрузки, питаемой от трансформаторов, присоединенных к ответвлениям от защищаемой линии, А.
Уставка принимается равной наибольшему значению из получившихся
значений. В файле уставок параметр срабатывания обозначается «tzn_sIz1» и
задается в процентах от номинального тока трансформатора тока. Для этого уставку пересчитывают по формуле (Error: Reference source not found).
Чувствительность токовой защиты первой ступени проверяется по выражению:
где 3I0зmin – минимальное значение периодической составляющей утроенного
начального тока нулевой последовательности, проходящего в месте установки
защиты при однофазном КЗ (в ряде случаев должно проверяться двухфазное
КЗ) в начале защищаемой линии, А;
– первичный ток срабатывания первой ступени защиты, А.
Выдержка времени первой ступени в файле уставок обозначается «DT43»
и задается в мс.
18 Дифференциальные защиты линий. Принципы выполнения
и действия продольной дифференциальной защиты линий.
Токи небаланса. Область применения защиты
18.1. Назначение и виды дифференциальных защит
На линиях, отходящих от шин электростанций или узловых подстанций,
часто по условиям устойчивости требуется обеспечить отключение КЗ в пределах всей защищаемой линии без выдержки времени. Это требование нельзя выполнить с помощью мгновенных токовых отсечек, защищающих только часть
линии. Кроме того, отсечки неприменимы по условию селективности, на коротких ЛЭП, где токи КЗ в начале и в конце линии примерно одинаковы. В этих
случаях используются дифференциальные защиты (ДЗ), обеспечивающие
мгновенное отключение КЗ в любой точке защищаемого участка и не действующие при КЗ за пределами зоны действия.
Дифференциальные защиты подразделяются на:
продольные – для защит как одинарных, так и параллельных линий;
поперечные – для защиты только параллельных линий.

63

18.2. Продольная дифференциальная защита
18.2.1. Принцип действия защиты
Принцип действия продольных дифференциальных защит основан на
сравнении величины и фазы токов в начале и конце защищаемой линии.
При КЗ вне защищаемой линии токи в начале и конце линии направлены в
одну сторону и равны по величине (см. рис. 3.2.1. а)). При КЗ в пределах защищаемой линии, токи направлены в разные стороны и не равны по величине (как
правило) (см. рис. 3.2.1. б)).

Рис. 3.2.1.

Рисунок 3.2.2.

Принцип сравнения токов показан на рис. 3.2.2.: по концам линии установлены трансформаторы тока с одинаковым коэффициентом трансформации. Их
вторичные обмотки соединяются кабелем и подключаются к дифференциальному реле.
Различают две схемы построения дифференциальной защиты:
1. с циркулирующими токами;
2. с уравновешенными напряжениями.
На рис. 3.2.2. показана схема с циркулирующими токами. Для этой схемы
ток протекающий по реле определяется:
(3.1.)

nТ1=nТ2=nТ
При отсутствии погрешностей I1=I2 и IP=0 реле не работает. Не происходит срабатывания и при качаниях в системе.
64

По принципу действия дифференциальная защита не реагирует на внешние
КЗ, качания и токи нагрузки.
В действительности же трансформаторы тока работают с погрешностью: I1–I2=Iнб чтобы не произошло ложного срабатывания защиты: IС.З.>Iнб.макс.
Работа схемы с циркулирующими токами при КЗ на защищаемой линии с
односторонним и двусторонним питанием, показаны на рис. 3.2.3. а) и б). Ток
протекающий через реле:
(3.2.)
где: IКЗ - полный ток КЗ.

Рисунок 3.2.3.

Дифференциальная защита реагирует на полный ток IКЗ в месте повреждения,
поэтому в сети с двусторонним питанием она обладает большей чувствительностью, чем токовые защиты.
Схема с уравновешенными напряжениями.
Работа дифференциальной защиты на основе схемы с уравновешенными напряжениями представлена на рис. 3.2.4.

Рисунок 3.2.4.

В России применялись схемы дифференциальных защит с циркулирующими токами.
3.2.2. Токи небаланса в дифференциальной защите

(3.3.)
При внешнем КЗ:

Iнб=III.нам – II.нам

65

(3.4.)

Рисунок 3.2.5

Для уменьшения тока небаланса необходимо выровнять токи намагничивания трансформаторов по величине и фазе. Ток намагничивания трансформаторов тока зависит от магнитной индукции или вторичной ЭДС (см. рис. 3.2.5.)
Выполнить характеристики намагничивания идентичными у разных
трансформаторов тока практически не удается.
Ток небаланса особенно возрастает при насыщении магнитопровода
трансформатора. Даже при максимальном токе протекающем по первичной обмотке при КЗ, трансформаторы тока не должны насыщаться.
Пути уменьшения тока небаланса
1. Применяются трансформаторы тока насыщающиеся при возможно
больших кратностях тока КЗ (трансформаторы тока класса Р(Д)).
2. Ограничение величины вторичной ЭДС:
(3.5.)
Для этого уменьшают нагрузку ZН и увеличивают коэффициент трансформации nТ.
3. Для выравнивания токов намагничивания II.нам и III.нам необходимо, чтобы
нагрузка трансформатора тока была равной ZН1= ZН2.
Точных и простых для практики способов расчета тока небаланса ещё не разработано. При проектировании используют формулы, приведенные в «Руководящих указаниях по релейной защите».
1. Использование промежуточных трансформаторов тока
Трансформаторы тока, соединяемые в дифференциальную схему, находятся
на значительном расстоянии. Сопротивление соединительных проводов между
трансформаторами тока очень велико. К примеру, для линии длиной 10 км и сечения контрольного кабеля 1,5 мм2, его сопротивление составит 130 Ом. Трансформаторы тока допускают нагрузку в пределах 1-2 Ом. Подобное затруднение преодолевается применением промежуточных трансформаторов тока TLA. Они
уменьшают ток в соединительных проводах в nL раз, снижая нагрузку соединительных проводов, приведенную к зажимам основных трансформаторов тока
в nL2 раз.

66

Рисунок 3.2.6

2. Установка двух дифференциальных реле
Дифференциальная защита должна действовать на отключение
выключателей на обоих концах защищаемой линии. Для этого устанавливают
два дифференциальных реле. Однако подобный способ имеет недостаток из-за
сопротивления соединительных проводов токи, поступающие в реле при
сквозных КЗ не балансируются, даже при работе трансформаторов тока без
погрешностей.
Для уменьшения тока небаланса необходимо
уменьшать сопротивление соединительных проводов.
При КЗ в зоне в схеме с одним реле в него поступает сумма вторичных
токов трансформаторов тока: IP=I1+I2=IK. В схеме с двумя реле:
(если сопротивление проводов равно нулю). То есть чувствительность защиты уменьшается.
(В схеме с уравновешенными напряжениями установка двух реле не меняет условий работы схемы.)

Рисунок 3.2.7

3. Использование дифференциальных реле с торможением
Для отстройки от токов небаланса получили распространение так называемые дифференциальные реле с торможением. Ток срабатывания у таких реле
возрастает с увеличением тока внешнего КЗ. Принципиальная схема конструкции
такого реле изображена на рис. 3.2.8.

67

Рисунок 3.2.8

IC.P.=kTIT+IP.0

(3.6.)

где: IT - ток, протекающий через тормозную обмотку;
IP.0 - ток срабатывания реле при тормозном токе равном нулю;
kT - коэффициент торможения.
Схема включения реле с торможением показана на рис. 3.2.9. При внешнем КЗ в тормозной обмотке протекает ток КЗ, а в рабочей обмотке – ток небаланса; реле надежно не срабатывает.

Рисунок 3.2.9

При КЗ в зоне (см. рис. 3.2.10.) в случае одностороннего питания I2=0 и токи в рабочей и тормозной обмотках совпадают и равны IК; при таких условиях
реле сработает.

Рисунок 3.2.10

Зависимость IP = f ( IT ) изображена на рис. 3.2.11. При одинаковых условиях отстройки от тока небаланса при внешних КЗ, реле с тормозной характеристикой обладает большей чувствительностью по сравнению с простым дифференциальным реле.
Современные защиты оснащены тормозными реле на выпрямленном токе с
реагирующим органом в виде поляризованного реле.
68

Рисунок 3.2.11.

4. Включение дифференциальных реле через фильтры симметричных составляющих
Во всех выше рассмотренных схемах подразумевалась установка реле на
трех фазах. Для выполнения таких схем необходимо 6 дифференциальных реле
и не менее четырех соединительных проводов. Для уменьшения числа реле и
соединительных проводов, реле включаются через фильтры симметричных составляющих или суммирующие трансформаторы ( см. рис. 3.2.12.). На рисунке
буквами KAZ обозначены фильтры токов, на их выходе протекает
ток IФ1 пропорциональный токам прямой последовательности. Составляющая
прямой последовательности присутствует в фазных токах при всех видах КЗ. В
схеме предусмотрены разделительные трансформаторы TL3,4, с помощью
которых цепь соединительного кабеля А – В отделяется от цепей реле. Такое
разделение исключает появление в цепях реле высоких напряжений, наводимых
в жилах кабеля при протекании токов КЗ по защищаемой линии. В нормальном
режиме и при внешнем КЗ по соединительным жилам протекает ток, пропорциональный первичному току линии, а при КЗ на линии в соединительных проводах А – В проходит небольшой ток I1–I2.

Рисунок 3.2.12.

69

19 Поперечная дифференциальная защита двух параллельных
электрических линий. Мертвая зона защиты
Для защиты двух параллельных линий, присоединяемых к подстанции через один общий выключатель, используется дифференциальная токовая поперечная защита. При одностороннем питании защита устанавливается со
стороны источника питания, при двухстороннем питании – с двух концов. Защита устанавливается только на линиях с одинаковым сопротивлением и выполняется по схеме с циркулирующими токами.
На одноименных фазах каждой линии устанавливают трансформаторы тока с одинаковыми коэффициентами трансформации. Вторичные обмотки
трансформаторов тока соединяются разноименными зажимами по схеме с циркулирующими токами. Реле тока (KA) включается на разность токов двух линий.
В нормальном режиме работы и при внешнем КЗ (точка K2 рис.1) токи в
обеих линиях равны по величине и через защиту течет лишь небольшой ток небаланса Iнб: Iр = I1- I2 = Iнб

Рисунок 1

При повреждении на одной из линий (точка K1 рис.1) равенство токов нарушается вследствие нарушения баланса сопротивлений до точки КЗ. Если при
этом разность токов Iр превысит порог срабатывания пускового органа, то защита сработает
Следует иметь ввиду, что токовая поперечная дифференциальная защита
имеет так называемую «мёртвую зону» вблизи шин противоположной подстанции, которая тем меньше, чем меньше ток срабатывания защиты и чем больше
ток к.з.
Действительно, если к.з. произошло на одной из линий близки шин противоположной подстанции, то величины токов II и III будут вблизи по величине,
их разность может оказаться меньше тока срабатывания защиты и защита не
подействует.
На линиях с односторонним питанием токовая поперечная дифференциальная защита устанавливается только со стороны источника питания, а на
70

линиях с 2-х сторонним питанием – с обеих сторон линий.
Как отмечалось выше, недостатком поперечной дифференциальной защиты является наличие «мёртвой зоны», что требует установки дополнительной
защиты от повреждений в конце защищаемых линий. В качестве такой дополнительной защиты обычно применяется МТЗ.
По своему принципу действия защита не реагирует на внешние КЗ, токи
нагрузки и качания. Поэтому ее выполняют без выдержки времени.
20 Поперечная направленная дифференциальная защита
двух параллельных электрических линий
Направленная поперечная дифференциальная РЗ применяется на параллельных ЛЭП с самостоятельными выключателями на каждой ЛЭП (рис. 2). К
РЗ таких ЛЭП предъявляется требование отключать только ту из двух ЛЭП, которая повредилась. Для выполнения этого требования токовая поперечная дифференциальная РЗ дополняется РНМ двустороннего действия (рис. 2) или двумя РНМ одностороннего действия, каждое из которых предназначено для отключения одной ЛЭП. Принципиальная схема одной фазы дана на рис. 2. Токовые цепи РЗ выполняются так же, как и у токовой поперечной дифференциальной РЗ. Токовые обмотки РНМ KW и токового реле КА соединяются последовательно и включаются параллельно вторичным обмоткам ТТ на разность токов
параллельных ЛЭП: Iр = II - III. Токовые реле выполняют функции пусковых органов, реагирующих на КЗ и разрешающих РЗ действовать. РНМ служит для
определения поврежденной ЛЭП по знаку мощности. Напряжение к реле подводится от ТН шин подстанции. Оперативный ток к РЗ подается через вспомогательные контакты выключателей.
При срабатывании КА плюс постоянного тока подводится к контактам KW, которое замыкает верхний или нижний контакт, в зависимости от того,
какая из двух ЛЭП повреждена. Для отключения поврежденной ЛЭП РЗ устанавливается с обеих сторон параллельных ЛЭП.

Рисунок 2 – Упрощенная схема и принцип действия направленной поперечной дифференциальной защиты параллельных ЛЭП:
а) первичная схема и токовые цепи; б) цепи напряжения; в) оперативные цепи

71

Внешние КЗ. При внешних КЗ, нагрузке и качаниях первичные токи II и III равны по значению и совпадают по направлению на обоих концах
ЛЭП. При равенстве КII и КIII и идеальной работе ТТ Iр = IIв - IIIв = 0. При внешних КЗ, нагрузке и качаниях РЗ не действует. Вследствие погрешности ТТ и неравенства сопротивлений параллельных ЛЭП IIв и IIIв различаются по значению
и фазе, в результате чего в реле появляется ток небаланса Iр = Iнб. Для исключения работы РЗ при внешних КЗ ее ток срабатывания должен удовлетворять условию: Iс.з > Iнб .
Короткое замыкание на одной из параллельных ЛЭП (WI и WII). На питающем конце (ПС А) в случае повреждения на WI или WII первичные токи II и
III имеют одинаковое направление. При этом токи II и III различаются по значению: в поврежденной ЛЭП ток всегда больше, так как сопротивление от
ПС А до точки К для тока в поврежденной ЛЭП всегда меньше, чем в неповрежденной. В результате Iр = IIв - IIIв 0, а его знак и направление зависят от того,
какая ЛЭП повреждена. На приемном конце (ПС В) первичные токи II и III имеют противоположное направление: на поврежденной ЛЭП ток идет
от шин ПС Б, а на неповрежденной - к шинам. В соответствии с
этим Iр = IIв + IIIв.
Iр будет изменять направление в зависимости от того, какая ЛЭП повреждена. Как и в предыдущем случае, Iр будет совпадать по направлению с током в
поврежденной ЛЭП.
Таким образом, при КЗ на одной из параллельных ЛЭП под действием тока
Iр срабатывают пусковые реле РЗ, подводя оперативный ток к контактам РНМ.
Последнее по знаку Sр определяет поврежденную ЛЭП и замыкает цепь отключения ее выключателя.
21 Защита трансформаторов и автотрансформаторов. Газовая защита.
Принцип действия, устройство, требования к установке газового реле.
Токовая отсечка на трансформаторе, область применения
21.1 Повреждения и ненормальные режимы работы
Виды повреждений:
1. замыкания между фазами внутри бака трансформатора и на наружных
выводах обмоток;
2. замыкания в обмотках между витками одной фазы (витковые замыкания);
3. замыкания на землю обмоток;
4. повреждение магнитопровода – пожар железа.
Наиболее часто встречающиеся повреждения – КЗ на выводах и витковые
замыкания. Многофазные КЗ происходят реже. В трехфазных трансформаторах
они маловероятны вследствие большой прочности междуфазной изоляции; в
трансформаторных группах, составленных из трех однофазных трансформаторов, замыкания между фазами практически невозможны.
При витковых замыканиях токи, как правило, небольшие, поэтому защиты
трансформаторов, предназначенные для действия при витковых замыканиях, а
72

также при замыканиях на землю в обмотке, работающей на сеть с изолированной нейтралью, должны обладать высокой чувствительностью.
Для ограничения разрушений защита трансформаторов должна действовать быстро. Повреждения, сопровождаемые большим током должны отключаться без выдержки времени (время действия защиты составляет 0,05 – 0,1 с.).
Виды защит трансформаторов от повреждений:
1. Дифференциальная – мгновенная защита обмоток, вводов и ошиновок
трансформатора.
2. Токовая отсечка – защита ошиновки, вводов и части обмотки со стороны высокого напряжения.
3. Газовая – защита от повреждений внутри бака, сопровождающихся выделением газа, а также при понижении уровня масла.
4. Защита от замыканий на корпус.
К ненормальным режимам трансформаторов относят появление в их обмотках сверх токов при внешних КЗ, качаниях и перегрузках и повышение напряжения.
1. Внешние КЗ
При КЗ на шинах или отходящей от шин линии через трансформатор протекает ток КЗ, существенно превышающий ток нормального режима. При длительном протекании сверх тока обмотки трансформатора недопустимо нагреваются.
Для защиты трансформатора в этом случае используется максимальные
токовые защиты (обычная, или с блокировкой минимального напряжения), направленная защита, токовая защита нулевой последовательности. В зону действия данных защит должны входить шины подстанции (1-ая зона защиты) и все
присоединения, отходящие от этих шин (2-ая зона защиты). Эти защиты резервируют действие основных защит сборных шин и отходящих линий, а также
являются резервными защитами при повреждении самого трансформатора.
2. Перегрузка
Перегрузку трансформатора порядка 1,5 – 2 от номинального значения
можно допускать в течение десятков минут. Мощные трансформаторы имеют
меньшее допустимое время перегрузки. Кратковременные перегрузки возникают при самозапуске двигателей напряжением 6-10 кВ, подключении мощной
нагрузки и др., отключения трансформатора при этом не требуется. Более длительная перегрузка при подключении нагрузки от АВР, отключения параллельно работающего трансформатора, могут быть в течение десятков минут устранены персоналом или автоматикой.
Защита трансформатора от перегрузки должна действовать на отключение только в том случае, когда перегрузка не может быть устранена персоналом
или автоматикой. В остальных случаях защита действует на сигнал.
Защита от перегрузки выполняется с помощью токовых реле.
3. Повышение напряжения
В сетях 500-750 кВ при одностороннем отключении длинных линий с
большой емкостной проводимостью вероятно опасное для трансформаторов
73

повышение напряжения. При повышении напряжения увеличивается магнитная
индукция в магнитопроводе трансформатора. Возрастает ток намагничивания и
вихревые токи, что может вызвать пожар железа сердечника.
21.2 Газовая защита
Образование газов в кожухе трансформатора и движение масла в сторону
расширителя могут служить признаком повреждения внутри трансформатора
(см. рис. 1.).
Существует три разновидности газовых реле. Устаревшие конструкции –
оплавковые и лопастные; современные газовые реле – чашечного типа.
Конструкция чашечного газового реле представлена на рис. 2.

Рисунок 1

Рисунок 2

Реле имеет два элемента – сигнальный и отключающий (чашки 1 и 2).
Чашка может вращаться вокруг оси 3. 4-5 – подвижный контакт; 6-7 – неподвижный контакт; 8-9 – противодействующие пружины; 12 – лопасть на нижней
чашке, вращающаяся на оси.
Если в кожухе реле и в чашках нет масла, то контакты разомкнуты. Та же,
если кожух реле заполнен маслом. При понижении уровня масла в реле, под весом масла в чашке контакт замыкается. При бурном газообразовании, под действием потока масла лопасть 12 поворачивается и замыкает контакты.
При небольших повреждениях в трансформаторе образование газа происходит медленно, он поднимается к расширителю, проходя через реле, газ заполняет верхнюю часть её кожуха, вытесняя оттуда масло – замкнется контакт
4-6.
При значительном повреждении в трансформаторе, газообразование протекает бурно, под влиянием давления, масло приходит в движение, лопасть 12
замыкает контакты 5-7.
Реле способно различать степень повреждения в трансформаторе. при малых – сигнал, при больших – отключение.
Газовая защита реагирует и на понижение уровня масла – вначале на сигнал, затем на отключение.
Схема включения газового реле представлена на рис.3. Для предупреждения неправильного отключения трансформатора, отключающая цепь газовой
74

защиты после доливки масла или включения нового трансформатора переводится на сигнал (до 2-3 суток) до тех пор, пока не прекратится выделение воздуха, отмечаемые по работе защиты на сигнал.

SX

Рисунок 3

Достоинства:
1. Простота;
2. Высокая чувствительность;
3. Малое время действия при значительных повреждениях.
Газовая защита является наиболее чувствительной защитой трансформаторов от повреждений его обмоток и особенно витковых замыканий, на которые
дифференциальная защита реагирует только при замыкании большого числа
витков, а МТЗ и отсечка не реагируют совсем.
Недостатки:
1. Не действует при повреждениях на выводах трансформатора;
2. Должна выводиться из работы после доливки масла.
Применение
Обязательно устанавливается на трансформаторах мощностью 6300 кВА и
выше, а также на трансформаторах 1000-4000 кВА не имеющих дифференциальной защиты или отсечки и если МТЗ имеет выдержку времени более 1 секунды. При наличие быстродействующих защит, её применение допускается.
На внутрицеховых трансформаторах мощностью 630 кВА и выше обязательна к
применению, независимо от наличия других быстродействующих защит.
21.3 Токовая отсечка трансформаторов
Токовая отсечка – самая простая быстродействующая защита от повреждений в силовых трансформаторах. Эта защита реагирует только на большие по
величине токи и охватывает своей зоной действия лишь часть трансформатора.
На трансформаторах, питающихся от сети с глухозаземленной нейтралью, отсечка устанавливается на трех фазах. Принципиальная схема токовой
отсечки показана на рис. 4.

75

Рисунок 4 – Схема токовой отсечки

Ток срабатывания токовой отсечки отстраивается от максимального тока
КЗ при повреждении за трансформатором (рис. 5):
IС.З. = kН IКЗ.макс
где: kН - коэффициент надежности, =1,25-1,5 – в зависимости от точности токовых реле.
1,25-1,3 – для реле РТ-40;
1,4-1,5 – для реле РТ-80,90.

Рисунок 5

21.4 Защита от сверхтоков
Защита от сверхтоков служит для отключения трансформаторов при КЗ на
сборных шинах или на отходящих от неё присоединениях, если защиты или
выключатели этих элементов отказали (см. рис. 6.). Одновременно защита от
сверхтоков используется и для отключения при повреждении в самом трансформаторе. Однако, имея выдержку времени (по условиям селективности) она
может использоваться лишь в качестве резервной.
Наиболее простой защитой от внешних КЗ является МТЗ. В тех случаях,
когда чувствительность её недостаточна, применяют МТЗ с блокировкой по напряжению.

76

Рисунок 6

Защита 2-х обмоточных понизительных трансформаторов
Принципиальная схема МТЗ двухобмоточных понизительных трансформаторов представлена на рис. 7. По соображениям надежности целесообразно
воздействовать на оба выключателя Q1 и Q2, с тем, чтобы при внешних КЗ
один выключатель резервировался вторым.
В сети с глухозаземленной нейтралью защита выполняется по 3-х фазной
схеме, а в сети с изолированной нейтралью – по 2-х фазной с 1,2 или 3-мя реле,
в зависимости от нужной чувствительности. Причем схема с одним реле, включенным на разность токов 2-х фаз, на трансформаторах с соединением обмоток
звезда/треугольник – не применяется.

Рисунок 7

Ток срабатывания защиты должен быть больше тока перегрузки, не требующей быстрого отключения трансформатора.
77

k Hk З
I раб . макс
k ВОЗ
– рабочий максимальный ток в режиме длительно возможной пеI С.З . 

где: Iраб.макс
регрузки.

Коэффициент чувствительности:
I кз . мин
 1, 3
I С.З.
где: Iкз.мин – минимальный ток сквозного КЗ при повреждении в конце зоны
действия МТЗ, установленной на трансформаторе.
kЧ 

Выдержка времени:
tTP = tW + t
где: tW – наибольшая выдержка времени защиты присоединения (линий, отходящих от шин низкого напряжения трансформатора);
t – ступень селективности.
21.5 Защита трансформаторов от перегрузки
Защита действует на сигнал. Токовое реле включено на ток одной фазы.
k
I С.З.  H I НОМ
k ВОЗ
где: kH – составляет – 1,05
Время срабатывания защиты отстраивается от выдержек времени максимальных защит присоединений, чтобы избежать излишних сигналов при КЗ и
кратковременных перегрузках.
tПЕР = tМТЗ + t
22 Дифференциальная защита трансформаторов
Дифференциальная защита (ДЗ) предназначена для защиты от КЗ между
фазами, на землю и от витковых замыканий. Принцип действия ДЗ такой же,
как у продольной дифференциальной защиты линий – основан на сравнении
величин и направлении токов до и после защищаемого элемента. Распределение токов при КЗ в трансформаторе и вне его продемонстрировано на рис. 8.
Задачей при проектировании защиты является уравновешивание вторичных токов в плечах защиты так, чтобы ток в реле отсутствовал и ДЗ не работала
при нагрузке и внешних КЗ (рис. 8. а)). При КЗ в трансформаторе (рис. 8. б)),
если IP>IC.P. – реле сработает и отключит трансформатор.
Дифференциальная защита трансформаторов имеет ряд особенностей по
сравнению с продольной дифференциальной защитой линий.

78

Рисунок 8

1. Первичные токи обмоток трансформатора не равны по величине и в общем случае не совпадают по фазе.
I
В режиме нагрузки и внешнего КЗ: III>II, отношение токов II  N - равно
II
коэффициенту трансформации силового трансформатора.
2. В трансформаторе с соединением обмоток Y/ - токи II и III различаются
и по величине и по фазе: угол сдвига зависит от группы соединения обмоток
трансформатора. Наиболее распространённое соединение обмоток Y/–11 гр.
Векторные диаграммы распределения токов в обмотках трансформатора с такой группой соединения показаны на рис. 9.2.2.
В связи с вышеизложенным необходимы специальные меры по выравниI
I
ванию вторичных токов по величине: I 1  I  I 2  II , а при разных схемах
n Т1
n Т2
соединения обмоток и по фазе, с тем, чтобы поступающие в реле токи в нормальном режиме и при внешнем КЗ были равны.
При внешних КЗ и нагрузке обеспечить полный баланс вторичных токов,
поступающих в реле не удается:
Iнб = I1 – I2
В общем случае ток небаланса можно разложить на ряд составляющих:
Iнб = Iнб.ТА + Iнб.рег+ Iнб.ком+ Iнб.нам
где: Iнб.ТА – ток небаланса из-за погрешностей трансформаторов тока;
79

Iнб.рег – погрешность при изменении коэффициента трансформации N силового трансформатора;
Iнб.ком – ток небаланса из-за неточности компенсации токов в плечах защиты;
Iнб.нам – составляющая, вызванная наличием тока намагничивания Iнам у
силового трансформатора.
Составляющая Iнб.ТА имеет наибольшую величину и является основной:
Iнб.ТА = IIIнам – IIнам
где: IIнам, IIIнам – токи намагничивания трансформаторов тока.
Iнб.рег – компенсация неравенства первичных токов, осуществляемая с помощью компенсирующего трансформатора или вспомогательного автотрансформатора, обеспечивается при определенном значении коэффициента трансформации силового трансформатора N. Этот коэффициент может изменяться,
особенно значительно у силовых трансформаторов оснащенных РПН. Обычно
параметры компенсирующих устройств подбираются для среднего значения N.
При отклонении от него на N появляется ток небаланса:

I нб.рег 

N%
I скв
100

где: Iскв – сквозной ток, протекающий через трансформатор.
Iнб.ком – появляется в тех случаях, когда регулирующие возможности компенсирующих устройств не позволяют подобрать расчетные значения y или
na, необходимые для полной компенсации.
Iнб.нам – ток намагничивания Iнам силового трансформатора нарушает расчетное соотношение между первичным и вторичным токами силового трансформатора:
Iнб.нам = Iнам
В нормальном режиме Iнам составляет 1–5% от Iном. Ток намагничивания
резко возрастает при увеличении напряжения на трансформаторе, при КЗ ток
намагничивания резко уменьшается.
Ток небаланса оценивается по приближенной формуле, исходя из предположения, что при максимальном токе короткого замыкания, погрешность
трансформаторов тока не превышает 10%:
Iнб.ТА = kодн 0,1 Iк.макс
где: kодн – коэффициент однотипности, учитывающий различие в погрешности трансформаторов тока, образующих дифференциальную схему; kодн = 0,5–1.
При существенном различии условий работы и конструкций трансформаторов
тока − kодн = 1.
Значение полного тока небаланса:
I нб  k одн 0,1  N рег I к . макс
80

Дифференциальная токовая отсечка
Схемы токовых цепей дифференциальной токовой отсечки (ДТО) могут
выполняться в 2-х вариантах: по полной 3-х фазной схеме с тремя реле, и упрощенной схеме в 2-х фазном исполнении на стороне треугольника силового
трансформатора с двумя реле (рис. 10.).
На трансформаторах большой и средней мощности следует применять 3-х
фазную схему, как более совершенную.
Основным условием правильной работы ДТО является отстройка тока срабатывания от намагничивающего тока, возникающего при включении силового
трансформатора. Для облегчения отстройки устанавливаются промежуточные
реле с временем действия 0,04-0,06 с. (К этому моменту ток намагничивания
спадает практически в два раза
I С.З .  3  5 I НОМ .Т .

Из-за большой величины тока срабатывания, защита недостаточна чувствительна к витковым замыканиям.
I
k Ч  к .макс  1,5
I С.З.

Рисунок 10

Достоинства ДТО:
1. Простота принципа действия;
2. Быстрота действия.
Недостатки ДТО:
Ограниченная чувствительность.
ДТО применяется на силовых трансформаторах малой мощности.

81

Дифференциальная защита с токовыми реле, включенными через БНТ
Схема дифференциальной защиты с реле тока РНТ-565 показана на рисунке 11.

Рисунок 11

Применение БНТ позволяет выполнить простую и быстродействующую
защиту, надежно отстроенную от токов небаланса и бросков намагничивания.
БНТ плохо трансформирует апериодические токи. В реле защиты попадает
лишь переменная составляющая тока небаланса и броска намагничивающего
тока силового трансформатора. (см. рис.11. – осциллограммы токов в обмотках
БНТ.) Временные зависимости наглядно показывают резкое снижение тока в
реле и эффективность насыщающегося трансформатора.
За счет насыщения сердечника БНТ, обусловленного подмагничивающим
действием апериодического тока, трансформация переменной составляющей
также ухудшается, что ещё больше уменьшает ток в реле.
Ток срабатывания защиты должен отстраиваться от переменной составляющей переходных токов намагничивания и небаланса:
I С.З .  1  2I НОМ .Т .

Реле РНТ-565 совмещает в себе устройство выравнивания вторичных токов защиты и БНТ. На рис. 11.: y1, y2 – уравнительные обмотки, позволяют
выровнять магнитный поток при неравенстве токов I1 и I2 при сквозных КЗ.  рабочая (дифференциальная) обмотка. В РНТ-565 используется токовое реле
типа РТ-40.
Число витков уравнивающих обмоток регулируется отпайками и подбирается так, чтобы при внешних КЗ ток в обмотке реле КА был равен нулю.
Ток срабатывания защиты регулируется изменением числа витков обмотки
.
На магнитопроводе реле РНТ имеется короткозамкнутая обмотка к.
Она повышает степень отстройки реле от токов небаланса и бросков намагничивающих токов силового трансформатора особенно, когда эти токи имеют незначительную апериодическую составляющую, что понижает эффективность
действия БНТ. Короткозамкнутая обмотка ограничивает периодический ток,
82

возникающий во вторичной обмотке РНТ. Конструктивно размещение обмоток
реле РНТ-565 показано на рис.12.
Работа БНТ:
Ток I, поступающий в обмотку  создает магнитодвижущую силу F = I
, которая образует в среднем стержне магнитный поток Ф, замыкающийся
по крайним стержням магнитопровода.
В общем случае ток I состоит из переменной I.п. и апериодической I.а.
составляющих. Соответственно этому образуются два магнитных потока Ф.п. и
Ф.а..
Переменный поток Ф.п., замыкаясь по стержню 2, наводит в обмотке 2,
ЭДС Е2. Апериодический поток Ф.а.., медленно изменяющийся во времени, не
создает ЭДС в 2 и полностью затрачивается на намагничивание магнитопровода.
Переменная составляющая потока Ф.п., наводит в витках короткозамкнутой обмотки к ЭДС Ек и ток Iк. Короткозамкнутая обмотка создает потоки Фк
и Ф’ направленные встречно потоку Ф.п. и заметно компенсируют его. В результате по магнитопроводу протекает остаточный поток Фп< Ф.п. (где Ф.п. –
магнитный поток при отсутствии короткозамкнутой обмотки).
Таким образом короткозамкнутая обмотка уменьшает переменный магнитный поток, создаваемый периодическим током I.п., питающим обмотку .

Рисунок 12

23 Защита генераторов
1. Виды повреждений и ненормальных режимов работы генераторов.
Повреждения обмотки статора. Многофазные КЗ относятся к наиболее
тяжелым видам повреждений генератора. Они сопровождаются большими токами, в несколько раз превышающими номинальный ток генератора. Для защиты от многофазных КЗ, вызывающих значительные разрушения в статоре, на
всех генераторах мощностью выше 1000 кВт при наличии выводов отдельных
фаз со стороны нейтрали устанавливается продольная дифференциальная защита, действующая на отключение генератора. На генераторах малой мощности
для защиты от многофазных КЗ допускается применение более простых уст83

ройств максимальной токовой защиты или отсечки, установленной со стороны
выводов генератора, а также автоматических выключателей или плавких предохранителей.
Однофазные замыкания на землю (на корпус генератора) в генераторах с
напряжением обмотки статора выше 1000 В, работающих с изолированной нейтралью, сопровождаются прохождением в месте повреждения небольших токов
по сравнению с токами многофазных КЗ. Однако длительное прохождение тока
и горение дуги в месте замыкания на корпус генератора могут привести к выгоранию изоляции и значительному оплавлению активной стали статора, после
чего потребуется продолжительный ремонт с заменой поврежденной стали. На
основании опыта эксплуатации и специальных испытаний установлено, что при
повреждениях в обмотке статора ток замыкания на землю до 5 А обычно не
приводит к значительному повреждению стали. Поэтому при токах замыкания
на землю в сети генераторного напряжения меньше б А защита от замыканий
на землю, как правило, выполняется с действием на сигнал. Если же токи замыкания на землю превышают б А, защита должна действовать на отключение генератора.
На генераторах малой мощности напряжением до 1000 В, работающих с
заземленной нейтралью, защита от однофазных КЗ, которые сопровождаются
большими токами, действует на отключение.
В статоре генератора могут также возникать замыкания между витками
одной фазы. Токи, проходящие при этом в месте повреждения, соизмеримы с
токами многофазных КЗ. На генераторах, имеющих выведенные параллельные
ветви, для защиты от витковых замыканий устанавливается поперечная дифференциальная защита, действующая на отключение генератора. На генераторах,
не имеющих выведенных параллельных ветвей, защита от витковых замыканий
не устанавливается, так как выполнение ее в этом случае сравнительно сложно,
а также потому, что витковые замыкания в статоре генератора, не сопровождающиеся однофазным замыканием на землю или многофазным КЗ, очень редки.
Повреждения обмотки ротора. Замыкание на землю в одной точке цепи
возбуждения не оказывает влияния на нормальную работу генератора, ток в
месте повреждения не проходит, и симметрия магнитного потока не нарушается. Однако наличие одного замыкания на землю представляет потенциальную
опасность для генератора, так как в случае возникновения замыкания на землю
во второй точке цепи возбуждения часть обмотки окажется замкнутой накоротко.
Замыкание на землю в двух точках цепи возбуждения сопровождается
сильной вибрацией из-за нарушения симметрии магнитного потока. Дуга в месте замыкания может вызвать повреждение обмотки и стали ротора.
Для предупреждения повреждений генераторов защита от замыканий на
землю в одной точке цепи возбуждения гидрогенераторов должна быть предусмотрена с действием на отключение, а турбогенераторов (с водяным охлаждением обмотки ротора любой мощности, а с другими системами охлаждения –
84

мощностью 300 МВт и выше) − с действием на сигнал.
Защита от замыканий на землю в двух точках цепи возбуждения устанавливается только на турбогенераторах.
Ненормальные режимы. Перегрузка статора током больше номинального
влечет за собой перегрев и разрушение изоляции обмотки, что в результате может привести к повреждению (КЗ или замыканию на землю). В эксплуатации
все шире внедряются мощные турбогенераторы с непосредственным охлаждением обмоток, при этом охлаждающая среда (водород, вода) циркулирует внутри токоведущих стержней, благодаря чему обеспечиваются лучшие условия охлаждения и более высокие плотности тока. Генераторы, имеющие меньшие
размеры и лучшие экономические характеристики, выпускаются отечественной
промышленностью четырех типов: ТВФ, ТВВ, ТГВ, ТВМ. Конструкция этих
генераторов такова, что они допускают значительно меньшую перегрузку, чем
генераторы с косвенным охлаждением. Для того чтобы дежурный персонал мог
своевременно принять меры к разгрузке генератора, на нем устанавливается токовая защита от перегрузки, действующая на сигнал.
При внешних КЗ, когда токи перегрузки могут достигать больших значений, даже кратковременное их прохождение представляет опасность для обмотки статора. Для предотвращения повреждения генератора током перегрузки,
если внешнее КЗ не будет отключено защитами линий или трансформаторов,
служит максимальная токовая защита с пуском по напряжению или без него,
действующая на отключение генератора.
Наиболее тяжелые последствия для генератора могут иметь место при
внешних несимметричных КЗ (двухфазных или однофазных). В этом случае
неравенство (несимметрия) токов в фазах статора вызывает повышенный нагрев ротора и вибрацию генератора, что может вызвать его повреждение. Несимметрия токов статора может возникнуть также вследствие обрыва одной из
фаз или отказа во включении − отключении выключателя одной из фаз. Допустимую длительность прохождения по генератору тока обратной последовательности, с, можно определить согласно следующему выражению:

где I2*2 − кратность тока обратной последовательности по отношению к номинальному току генератора; А − постоянная величина для генераторов данного
типа, значения которой приведены ниже: для турбогенераторов с косвенным
охлаждением типа ТВ2 − 29, типа ТВ − 20; для турбогенераторов с непосредственным охлаждением типа ТВФ − 15, типов ТГВ, ТВМ, ТВВ (за исключением
ТВВ-1000 4 и ТВВ-1200-2) − 8, типов ТВВ-1000-4 и ТВВ-1200-2 − 6; для гидрогенераторов с косвенным охлаждением − 40 Защита генератора от внешних несимметричных КЗ и несимметричных режимов осуществляется токовой защитой обратной последовательности, действующей на сигнал и на отключение.
Перегрузка по току ротора. Защита ротора от перегрузки предусматривается только на турбогенераторах с непосредственным охлаждением обмоток.
Эта защита должна оставаться в действии при работе генератора, как на основ85

ном, так и на резервном возбуждении. Защита от перегрузки ротора устанавливается также на гидрогенераторах с косвенным охлаждением обмоток мощностью более 30 МВт. Защита обычно действует с двумя выдержками времени: с
меньшей − на разгрузку генератора (через автоматический регулятор возбуждения), а с большей − на отключение генератора и гашение поля.
К ненормальным режимам относится также работа синхронного генератора без возбуждения (например, при отключении АГП), так называемый асинхронный режим. При работе в асинхронном режиме увеличивается
частота вращения генератора и возникает пульсация тока статора. Большинство
турбогенераторов с косвенным охлаждением, за исключением машин с наборными зубцами роторов, могут длительно (до 30 мин) работать в асинхронном
режиме с нагрузкой до 60 % номинальной. Для турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток мощностью до 300 МВт допускается работа в
асинхронном режиме с нагрузкой не более 40 % номинальной. Асинхронный
режим работы гидрогенераторов в большинстве случаев сопровождается значительным понижением напряжения и большими качаниями, при которых ток
статора может в несколько раз превышать номинальное значение. Необходимо
поэтому в случае потери возбуждения гидрогенератор отключить, или немедленно принять меры к восстановлению нормального режима.
Повышение напряжения на выводах обмотки статора может привести к
нарушению изоляции и возникновению повреждений в обмотках генератора
или трансформатора блока генератор-трансформатор. Опасное для изоляции
повышение напряжения возникает вследствие исчезновения магнитного потока
реакции статора и увеличения частоты вращения агрегата, что происходит при
сбросе нагрузки. На блоках с турбогенераторами мощностью 160 МВт и более
предусматривается защита от повышения напряжения, которая вводится в действие при отключении генератора от сети. Защита действует на гашение поля
генератора и возбудителя
На блоках с гидрогенераторами защита от повышения напряжения действует на отключение генератора и АГП. Допускается действие защиты на останов агрегата.
2. Продольная дифференциальная защита. Схема, расчет установок.
Основной защитой генераторов от многофазных КЗ в обмотке статора является продольная дифференциальная защита. Эта защита подключается к ТТ,
установленным со стороны выводов и со стороны нулевой точки генератора; в
зону ее действия входят обмотки, выводы статора и кабели или шины до распределительного устройства генераторного напряжения. На электростанциях
без обслуживающего персонала, где продольная дифференциальная защита при
срабатывании автоматически пускает воду в генератор, она подключается к ТТ
так, чтобы в зону ее действия входили лишь обмотка и выводы статора.
На генераторах, работающих на шины генераторного напряжения, применяются главным образом две схемы продольной дифференциальной защиты
(рис. 3.1). В первой из них, которая применяется на генераторах мощностью
менее 30 МВт, используются два токовых реле и четыре ТТ (рис.
86

3.1, а). Недостатком этой схемы является то, что защита не будет срабатывать
при двойном замыкании на землю (одно в сети, другое в обмотке статора), если
в генераторе замкнется на землю фаза статора, на которой отсутствуют ТТ защиты.

Рисунок 3.1 − Схема продольной дифференциальной защиты генератора:

а − первичная схема и токовые цепи (ТТ установлены в двух фазах); защита в
двухфазном исполнении; 6 − цепи оперативного тока; защита в трехфазном исполнении; в − токовые цепи; г − цепи оперативного тока.
Для отключения генератора в этом случае предусматривается дополнительное токовое реле в схеме защиты от замыканий на землю, действующее без
выдержки времени на отключение (см. ниже).
Если генератор не имеет защиты от замыкании на землю, действующей на
отключение, продольная дифференциальная защита должна устанавливаться на
трех фазах (рис. 3.1, б). На генераторах мощностью более 30 МВт с целью повышения надежности продольная дифференциальная защита всегда выполняется в трехфазном исполнении независимо от наличия защиты от замыканий на
землю, действующей на отключение.
Ток срабатывания продольной дифференциальной защиты выбирается по
условию отстройки от тока небаланса, проходящего в реле при внешних КЗ:
где kН − коэффициент надежности, равный 1,3; IНБ.РАСЧ − расчетный ток небаланса, определяемый согласно следующему выражению:
87

где ka,− коэффициент апериодичности, учитывающий дополнительную погрешность ТТ в переходном процессе и принимаемый равным 1 для защиты с
реле РНТ-565 и 1,5—2 для защиты с реле РТ-40 или с реле прямого действия
РТМ; kОДН − коэффициент однотипности ТТ, принимаемый равным 0,5; fi; − относительное значение погрешности ТТ, равное 0,1; Iк,mах − периодическая составляющая тока (при t == 0), который проходит по ТТ защиты при внешнем
металлическом КЗ на шинах генераторного напряжения.
Чтобы уменьшить токи небаланса, проходящие в реле при внешних КЗ,
для продольной дифференциальной защиты подбираются ТТ, имеющие одинаковые характеристики намагничивания. При расчете по формуле (9.3) это учитывается коэффициентом однотипности. С этой же целью рекомендуется выравнивать сопротивления плеч дифференциальной защиты подбором соответствующих сечений жил соединительных кабелей, а в схемах защит генераторов
небольшой мощности включать последовательно с обмотками токовых реле
добавочные сопротивления 5 − 10 Ом. Для уменьшения тока небаланса, повышения чувствительности и надежности дифференциальной защиты целесообразно использовать в схеме реле с насыщающимися трансформаторами.
Продольная дифференциальная токовая защита генераторов большой
мощности должна иметь ток срабатывания не более 0,6Iном. Для генераторов
мощностью до 30 МВт с косвенным охлаждением допускается выполнять защиту с током срабатывания (1,3 − 1,4) I ном. При такой уставке срабатывания
дифференциальная защита, как правило, бывает надежно отстроена от тока небаланса и вместе с тем предотвращается ее ложное срабатывание в нормальном
режиме в случае обрыва соединительных проводов или неисправности одного
из ТТ. В последнем случае для сигнализации обрыва соединительных проводов
дифференциальной защиты в нулевой провод токовых цепей включается токовое реле КА0 (рис. 3.1, в), ток срабатывания которого устанавливается равным
20 − 30 % Iном.
Для надежной отстройки реле РНТ от токов небаланса в переходном режиме при внешних КЗ на короткозамкнутой обмотке реле РНТ-562 устанавливаются отпайки А—А, а на реле РНТ-565 сопротивление, подключенное к короткозамкнутой обмотке, принимается равным 10 Ом.
Продольная дифференциальная защита генератора во всех случаях должна
обеспечивать коэффициент чувствительности больше двух при КЗ на выводах
генератора:
где Iк, min − периодическая составляющая тока для t == 0 при металлическом
двухфазном КЗ на выводах генератора.
Расчетный ток КЗ определяется для двух режимов: повреждение одиночно
работающего генератора, когда ток к месту повреждения подходит только от
генератора, и повреждение генератора, включаемого методом самосинхронизации, когда ток к месту КЗ подходит только от сети. В формулу (9.4) подставляем меньшее значение тока КЗ, определенное для этих двух расчетных режимов.
88

3. Поперечная дифференциальная защита. Схема, расчет.
Для защиты генераторов, имеющих две параллельные ветви и более, применяется специальная поперечная дифференциальная защита, которая реагирует на разность токов, проходящих в параллельных ветвях обмотки статора.
Принцип действия защиты такой же, как у поперечной дифференциальной
(восьмерочной) защиты параллельных линий. В нормальном режиме в параллельных ветвях проходят равные токи и в реле попадает только ток небаланса.
При замыкании между витками одной из параллельных ветвей равенство токов
нарушается и реле срабатывает.

Рисунок 3.2 – Схема поперечной дифференциальной защиты: а − цепи защиты; б −
фильтр гармоник, кратных трем.

На рис. 3.2 показана схема однорелейной поперечной дифференциальной
защиты, которая наиболее широко применяется в Советском Союзе. В этой
схеме токовое реле подключено к ТТ, установленному в цепи между двумя нулевыми точками соединенных в звезду параллельных ветвей обмотки статора.
В нормальном режиме, когда токи в обеих параллельных ветвях равны, а сумма
токов в каждой звезде равна нулю, ток в реле не проходит. При возникновении
виткового замыкания в одной из ветвей равенство токов нарушается и в реле
проходит ток, под действием которого оно срабатывает. С целью повышения
чувствительности токовое реле включается через фильтр ZF для отстройки от
воздействия гармоник, кратных трем, наличие которых обусловлено искажением формы кривой ЭДС генератора. В результате ток срабатывания реле при
частоте 150 Гц (третья гармоника) примерно в 10 раз превышает ток срабатывания при частоте 50 Гц.
Защита выполняется без выдержки времени. Поперечная дифференциальная защита так же, как и продольная, должна действовать на отключение всех
выключателей генератора, на гашение поля, а также на останов турбины. Кроме
своего основного назначения — защиты от витковых замыканий, поперечная
дифференциальная защита может также в некоторых случаях срабатывать и при
многофазных КЗ, резервируя продольную дифференциальную защиту. Ток срабатывания поперечной дифференциальной защиты отстраивается от максимального тока небаланса, который может проходить в реле при внешних КЗ, и
принимается равным:
89

Рекомендуется при наладке и в условиях эксплуатации производить уточненный расчет с учетом действительных токов небаланса.
24 Защита асинхронных двигателей от междуфазных КЗ и перегрузок.
Защита электродвигателей от однофазных замыканий на землю
24.1 Повреждения электродвигателей
1) Многофазные КЗ – в обмотках и на выводах;
2) Замыкания на землю одной фазы статора (опасны только для мощных
двигателей более 2МВт), ток обычно не превышает 5-20 А (сети и изолированной нейтралью);
3) Витковые замыкания (имеют тенденцию переходить в замыкания на
землю или в многофазные КЗ).
24.2 Ненормальные режимы работы
1) Перегрузка. Допустимое время перегрузки может быть определено по
формуле:
A
t 2
k 1
где: k – кратность тока по отношению к номинальному;
А – коэффициент, зависящий от типа и исполнения двигателя:
А=250 – для закрытых, массивных и больших по размеру,
А=150 – для открытых двигателей.
Перегрузка возникает при неисправности механизма или его перегрузке, а
также при пуске и самозапуске двигателей.
2) Обрыв одной из фаз статора.
В принципе двигатель может работать в таком режиме, перегрузка оставшихся в работе фаз составляет 1,5-2 по отношению к номиналу.
24.3 Типы защит
1) Токовая отсечка (основная защита от КЗ в двигателе);
2) Продольная дифференциальная защита (используется на мощных двигателях);
3) Защита от обрыва фаз (если такой режим может привести к дальнейшему повреждению двигателя или нарушению нормальной работы механизма);
4) Защита от однофазных замыканий (если существует опасность перенапряжений и перерастания однофазного замыкания в междуфазное КЗ);
5) Защита от перегрузки (на двигателях подверженных технологическим
перегрузкам);
6) Защита от понижения напряжения (групповая защита отключающая
малоответственные двигатели при самозапуске).

90

24.4 Защита от многофазных КЗ
На двигателях до 5 МВт используются токовая отсечка.
На рис. 1. приведена схема отсечки для двигателей мощностью до 2 МВт,
одно-релейная схема, включенная по схеме восьмерки.

Рисунок 1

Ic.з.  k Н k СХ I ПУСК
где: IПУСК – пусковой ток двигателя;
kСХ – коэффициент схемы в данном случае равен 3 ;
kН – коэффициент надежности, для реле РТ-40 равен 1,8.

Коэффициент чувствительности схемы должен быть не менее 2. Если коэффициент чувствительности не удовлетворяет этому требованию, или мощность двигателя составляет 2-5 МВт используют более чувствительную схему –
2-х релейную, 2-х фазную схему (представлена на рис. 2.). В схеме могут использоваться реле типа РТ-40, в этом случае схема оперативных цепей аналогична схеме отсечки на рис.1. Если в качестве токовых реле используются реле
РТ-80, защита может действовать и от перегрузки (индукционный элемент реле
РТ-80).

Рисунок 2

В двигателях мощностью свыше 5 МВт используется продольная дифференциальная защита (см. рис. 3.).

91

Рисунок 3

Схема данной защиты 2-х или 3-х фазная на реле РНТ-565. Ток срабатывания защиты рекомендуется принимать:
I С.З .  2I НОМ

24.5 Защита от перегрузки
Как правило выполняется с действием на сигнал. Защита должна отключать двигатели, только, если без остановки нельзя устранить причину перегрузки. Кроме того действие на отключение применяется в установках без оперативного персонала.
k
I С.З.  Н I НОМ
kВ
где: kН - = 1,1-1,2
Выдержка времени защиты отстраивается от пускового тока (10-20 с.). Защита выполняется на реле РТ-80 и совмещается, таким образом, с токовой отсечкой.
25 Защита минимального напряжения. Особенности защиты синхронных
двигателей. Изучение схем защит
25.1 Защита минимального напряжения
Данная защита должна отключить неответственные двигатели, отсутствие
которых в течение некоторого времени не отразиться на производственном
процессе.
В настоящее время применяется схема представленная на рис.4.
92

Рисунок 4

В этой схеме используется три пусковых реле: реле напряжения обратной
последовательности KV1 типа РНФ-1М и реле минимального напряжения KV2
и KV3 типа РН-54/160.
В нормальном режиме, когда междуфазные напряжения симметричны,
размыкающий контакт KV1.1 в цепи обмоток реле времени защиты КТ1 и КТ2
замкнут, а замыкающий KV1.2 в цепи сигнализации разомкнут. Размыкающие
контакты реле KV2.1 и KV3.1 при этом разомкнуты.
При снижении напряжения на всех фазах контакт KV1.1 остаётся замкнутым и поочередно действуют: первая ступень защиты минимального напряжения, которая осуществляется с помощью реле KV2 (уставка срабатывания
0,7UНОМ) и КТ1; вторая – с помощью реле KV3 (уставка срабатывания
0,5UНОМ) и КТ2. В случае нарушения одной или двух фаз цепей напряжения
срабатывает реле KV1, замыкающим контактом которого KV1.2 подается сигнал о неисправности цепей напряжения.
При срабатывании каждой ступени защиты подаётся плюс на шинки
ШМН1 и ШМН2 соответственно, откуда он поступает на цепи отключения
электродвигателей. Действие защиты сигнализируется указательными реле
КН1 и КН2, имеющими обмотки параллельного включения.
Самозапуск двигателей может не произойти, если напряжение на шинах
окажется ниже:
Защита минимального напряжения (ЗМН )обеспечивает безопасную работу важных узлов, наиболее ответственных механизмов в электрических сетях, на производствах, когда происходит кратковременное исчезновение напряжения в сети. Подает сигнал, отключает группу или секции присоединений
схем, электроприборов, двигателей, трансформаторов при понижении напряжения ниже допустимого значения (уставки).
ЗМН используется совместно с защитами, которые осуществляют контроль сети. Эксплуатируется вкупе с устройством автоматического включения
резерва (АВР). ЗМН выполняет отключение или подает соответствующий сиг93

нал пользователю (системе) при возникновении аварий в сети потребителей, в
следствии:
 Короткого замыкания, когда происходят значительные потери электроэнергии. Возникают большие токи, напряжение резко падает.
 Перегрузки сети. (Мощности источников электропитания не хватает или
один из них вышел из строя).
Такое действие обеспечивает безопасность важных механизмов во время
самозапуска, когда пусковые токи вызывают снижение напряжения. Автоматика отключает работу менее важных механизмов.
Схема защиты минимального напряжения с реле прямого действия:

Система ЗМН, как правило, выполняется при помощи электромагнитных
или электронных реле напряжения. Это своеобразный реагирующий орган в
цепи.
Релейные контакты соединяют последовательно, чтобы предотвратить
сбой при перегорании предохранителей в электрических цепях. На контакты
реле подается фаза через вспомогательный контакт от секционного трансформатора или электрической сети.
Дополнительно в состав ЗМН входят реле:
 Времени, обеспечивающее последовательность работы в электрической
схеме.
 Промежуточное, коммутирующее управляющие сигналы.
 Указательное, которое сигнализирует о срабатывании защиты.
 Минимального напряжения.
25.2 Защита синхронных электродвигателей от выпадения из синхронизма:
1. Пуск большинства синхронных электродвигателей производится при отсутствии возбуждения
прямым включением в сеть. Для
этой цели на роторе синхронного
электродвигателя предусматривается дополнительная короткозамкнутая обмотка, выполняющая во
время пуска ту же роль, что и в короткозамкнутом
асинхронном
94

электродвигателе. Когда скольжение двигателя приближается к нулю, включается возбуждение и электродвигатель втягивается в синхронизм под влиянием
появляющегося при этом синхронного момента.
Во время пуска синхронный электродвигатель потребляет из сети повышенный ток, который по мере уменьшения скольжения затухает, так. же как и у
асинхронного электродвигателя.
Для уменьшения понижения напряжения и величины пусковых токов
мощные синхронные электродвигатели пускаются через реактор, который затем
шунтируется. Защиты синхронных электродвигателей, как и защиты асинхронных электродвигателей, должны быть отстроены от токов, возникающих при их
пуске или самозапуске, имеющих место при восстановлении напряжения в сети.
2. Момент синхронного электродвигателя зависит от напряжения сети, э. д.
с. электродвигателя и угла сдвига б между ними.
Эффективным средством повышения устойчивости электродвигателя является форсировка возбуждения. Опыт показывает, что при глубоких понижениях напряжения (до нуля) синхронные электродвигатели, работающие с номинальной нагрузкой, выходят из синхронизма, если перерыв питания превосходит 0,5сек.
При нарушении синхронизма скорость вращения электродвигателя уменьшается и он переходит в асинхронный режим. При этом в пусковой обмотке и
цепи ротора появляются токи, создающие дополнительный асинхронный момент, под влиянием которого синхронный электродвигатель может остаться в
работе- с некоторым скольжением. На асинхронный момент электродвигателя
накладывается момент, обусловленный током возбуждения в роторе, имеющий
переменный знак. Поэтому результирующий момент электродвигателя имеет
переменную величину, что вызывает колебания скорости вращения ротора и
тока статора двигателя.
Токи, появляющиеся в статоре, роторе и пусковой обмотке электродвигателя при асинхронном режиме, вызывают повышенный нагрев их, поэтому длительная работа синхронных электродвигателей в асинхронном режиме с нагрузкой больше 0,4—0,5 номинальной недопустима.
В связи с этим появляется необходимость в специальной защите от асинхронного режима. Защита от асинхронною режима должна или осуществить ресинхронизацию электродвигателя, или отключить его. Ресинхронизация состоит в том, что с электродвигателя снимается возбуждение (при этом его асинхронный момент повышается и скольжение уменьшается), через некоторое
время включается возбуждение и двигатель вновь втягивается" в синхронизм.
Признаком нарушения синхронизма электродвигателя является появление колебаний тока в статоре и переменного тока в роторе.

95

26 Защита сборных шин. Виды повреждений на сборных шинах,
их опасность. Способы выполнения защиты шин. Принципы выполнения
и действия дифференциальной защиты шин
Повреждения на шинах подстанций электрических сетей и электростанций
высокого и сверхвысокого напряжений могут быть отключены резервными РЗ,
установленными на противоположной стороне элементов, подключенных к
этим шинам (рис. 1). Однако резервные РЗ в подобных случаях работают со
значительными выдержками времени tрез.з и не всегда обеспечивают селективное отключение поврежденных шин. В то же время КЗ на шинах по условиям
устойчивости энергосистемы и работы потребителей требуют быстрого отключения. Характерным примером неселективного действия резервных РЗ ЛЭП
может служить подстанция с двумя выключателями на каждом присоединении
(рис. 2). При КЗ, например, на первой (7) системе шин (СШ) РЗ 1 и 2 отключают соответствено выключатели Q1 и Q2, лишая питания обе СШ (I и II), хотя
при данной схеме соединений имеется возможность сохранить в работе всю
подстанцию, отключив только выключатели Q3 и Q4. Такая л иквидация повреждения может быть обеспечена только с помощью специальной РЗ шин. Для
прекращения КЗ на шинах их РЗ должна действовать на отключение всех присоединений, питающих шины. В связи с этим специальные РЗ шин приобретают особую ответственность, так как их неправильное действие приводит к отключению целой электростанции или подстанции либо их секций. Поэтому
принцип действия РЗ шин и их практическое выполнение (монтаж) должны отличаться повышенной надежностью, исключающей возможность их ложного
срабатывания.

Рисунок 1 – Схема подстанции с двумя выключателями на каждом присоединении.
Выключатели, отключаемые защитой при КЗ на первой (I) системе шин заштрихованы

В качестве быстродействующей и селективной РЗ шин получила распространение защита, основанная на дифференциальном принципе.
Дифференциальная защита шин
Дифференциальная РЗ шин (ДЗШ) основывается на том же принципе, что
и рассмотренные ранее дифференциальные РЗ ЛЭП, трансформаторов и генераторов, т. е. на сравнении значений и фаз токов, приходящих к защищаемому
элементу (в данном случае к шинам ПС) и уходящих от него. Для питания ДЗШ
96

на всех присоединениях устанавливаются ТТ с одинаковым коэффициентом
трансформации Ki (независимо от мощности присоединения).
Дифференциальное реле 1 подключается к ТТ всех присоединений, так чтобы
при первичных токах, направленных к шинам, в нем проходил ток, равный
сумме токов всех присоединений, т. е. Iр = E Iпр. Тогда при внешних КЗ E Iпр =
0 и реле не будет действовать, а при КЗ в зоне (на шинах) EIпр равна сумме токов КЗ, притекающих к месту повреждения, и ДЗШ работает. Первичные обмотки всех ТТ подключаются к шинам одноименными зажимами; все вторичные обмотки ТТ соединяются параллельно одноименной полярностью, и к ним
подключается реле 1.
При внешнем КЗ ток КЗ I 4, идущий от шин к месту КЗ по поврежденной
ЛЭП W4, равен сумме токов, притекающих к шинам от источников питания (по
линиям W1, W2, W3)
Из токораспределения, показанного на рис. 1, видно, что вторичные токи
I1в, I2в и I3в, соответствующие первичным токам, притекающим к шинам, направлены в обмотке реле противоположно вторичному току I4в (первичный ток
которого утекает от шин).
Защита не будет действовать при условии, что ток срабатывания реле
будет больше максимального тока небаланса, возникающего при Iк.max во время
внешнего КЗ:
Ic.p> Iнб мах.
При КЗ на шинах по всем присоединениям, имеющим источники питания
(генераторы), ток КЗ направляется к месту повреждения, т.е. к шинам подстанции. Вторичные токи направлены в обмотке реле одинаково, поэтому ток в реле
равен их сумме.
При КЗ на шинах ДЗШ реагирует на полный ток IК в месте КЗ. Защита будет действовать, если Iк > Iс.з.
В нормальном режиме сумма токов, приходящих к шинам, всегда равна
сумме токов, отходящих от шин, поэтому ток в реле равен нулю: /р = 0.Иззапогрешности ТТ в реле появляется ток небаланса, который невелик в нормальном режиме и увеличивается при внешнем КЗ.

97

27 Устройство резервирования отказов выключателей (УРОВ), принцип
его действия. Схема УРОВ с токовым реле контроля
Устройство резервирования при отказе выключателя (или выключателей)
предназначено для ликвидации повреждения, сопровождающегося отказом выключателя. УРОВ запускается при действии защит поврежденного элемента в
случае, если не происходит изменение положения выключателя, либо через
присоединение продолжает протекать ток КЗ. При срабатывании указанная автоматика отключает выключатели, смежные с отказавшим, с выдержкой
времени, большей времени отключения выключателя. УРОВ должно предусматриваться на объектах при неэффективности дальнего резервирования (недостаточная чувствительность и отключение большого числа элементов), также
этому способствует тот факт, что вероятность отказа выключателей значительно выше вероятности отказа защиты.
Накопленный опыт проектирования и эксплуатации УРОВ позволяет
сформировать следующие принципы его выполнения:
1.Направленность действия УРОВ зависит от схемы первичных соединений распределительного устройства (РУ).
1.1 В случае использования схемы со сборными шинами с одним выключателем на присоединение, УРОВ действует на отключение секции через вводной
и секционный выключатели при возникновении КЗ и отказе выключателя на
одном из отходящих присоединений данной секции сборных шин. При КЗ непосредственно на секции шин и отказе секционного выключателя, УРОВ действует на отключение смежной секции шин, выдавая команду на отключение ее
вводного выключателя.
1.2 На понижающих подстанциях (при наличии за вводными выключателем силового трансформатора (автотрансформатора), при КЗ на сборных шинах
и отказе вводного выключателя, алгоритм УРОВ действует на отключение
трансформатора (автотрансформатора) со всех остальных сторон.
1.3 Для узловых подстанций, при КЗ на сборных шинах и отказе выключателя линии, УРОВ блокирует работу ВЧ передатчиков высокочастотных защит
линии, таким образом снимается блокирующий сигнал, передаваемый на противоположный конец линии.
1.4 При использовании УРОВ в РУ с более чем одним выключателем на
присоединение (многоугольник, полуторная и др.), автоматика действует на отключение смежного неповрежденного элемента, для которого отказавший выключатель является общим с поврежденным присоединением.
2.Пуск автоматики УРОВ от защит поврежденного присоединения осуществляется через его выходное реле.
3.Для контроля отказа выключателя используется выдержка времени, которая отстраивается от времени отключения выключателя и времени возврата
пускового органа устройства.
4.В цепи каждого выключателя предусматривается пусковой токовый орган во всех трех фазах, предназначенный для контроля положения выключателя. В случаях, когда предусматривается пофазное отключение выключателей
98

(как правило в схемах 220 -500 кВ), оборудованных ОАПВ, используется орган
тока, контролирующий ток в каждой фазе.
5.В связи с тем, что ложный пуск УРОВ, вызванный ошибочными действиями персонала, приводит к отключению всех смежных участков сети, а не
только одного, как при ложном пуске защиты, предусматриваются следующие
мероприятия:
 предварительная посылка сигнала на отключение выключателя, сигнал
отказа которого поступил;
 дублирование пуска УРОВ от защит с помощью сигнала о включенном
положении выключателя.
В качестве дополнительного мероприятия для предотвращения ложных
срабатываний УРОВ в обеих схемах в цепи пуска схемы УРОВ устанавливаются накладки или ключи управления, позволяющие при проверке защиты или ее
неисправности разомкнуть цепь пуска и выдачи команды на отключение питающих присоединений.
6.Схемы УРОВ предусматривают возможность срабатывания не только
при отказе выключателя после срабатывания защиты, но и при последовательном отказе второго и третьего выключателей после первого и второго срабатывания УРОВ.
7. В схемах УРОВ при повреждении в трансформаторе (автотрансформаторе) и отказе его выключателя предусматривается запрещение АПВ элемента,
для которого отказавший выключатель является общим с трансформатором.
8. В схемах УРОВ принимаются меры для исключения ложного действия
при неправильном срабатывании выходных реле, входящих в схему.
9. В схемах УРОВ предусмотрен контроль наличия оперативного тока,
действующий на блокирование УРОВ и на сигнал при его исчезновении.
В устройствах БЗП признаком, по которому УРОВ распознает отказ выключателя, является срабатывание любой защиты на отключение данного выключателя, отсутствия сигнала РПО и при этом наличие тока, протекающего
через выключатель.
Функциональные схемы УРОВ для устройств БЗП-03 приведены на рисунках 1.1, 1.2, 1.3.
Обязательным условием работы УРОВ является наличие разрешающего
сигнала «Разр. УРОВ» от ключа управления, установленного в каждой ячейке.
УРОВ формирует сигнал на отключение выключателя основного и резервного питания по факту отказа выключателя присоединения при срабатывании защит. В алгоритме пуска УРОВ некоторые защиты (МТЗ-1, МТЗ-2, УМТЗ,
ОТКЛ от ДЗ) введены постоянно, возможность добавления других пусковых
сигналов от защит, предусмотрена программными переключателям и определяется службой РЗиА эксплуатирующей организации.
Об отказе выключателя после срабатывания защиты будет свидетельствовать отсутствие сигнала «РПО» и наличие тока превышающего заданную уставку через выключатель присоединения, сигнал «Пуск по I».
99

Рисунок 1.1 – функциональная схема УРОВ для БЗП-03-ОТ

Рисунок 1.2 – функциональная схема УРОВ для БЗП-03-ВВ

100

Рисунок 1.3 - функциональная схема УРОВ для БЗП-03-СВ

101

ПРИЛОЖЕНИЕ А
Таблица А1 – Буквенные коды, определяющие вид электрических элементов в соответствии с ГОСТ 2.710–81
Первая
буква
Группа видов элементов
кода
А
Устройства (общие обозначение)

В

Примеры электрических Двухбуквенный
приборов
код
Усилители, приборы теле- AKS
управления, лазеры, мазеры.
Устройство АПВ

Преобразователи неэлектрических
величин в электрические (кроме генераторов и источников питания) или
наоборот, аналоговые или многоразрядные преобразователи или датчики
для указания или измерители

Громкоговоритель
Магнитострикционный
элемент

ВА
ВB

Детектор ионизирующих
излучений

ВD

Сельсин-приёмник

ВE

Телефон (капсюль)

ВF

Сельсин-датчик
Тепловой датчик

ВC
ВR

Фотоэлемент

ВL

Микрофон

ВV

Датчик давления

ВP

Пьезоэлемент

ВQ

Датчик частоты вращения ВR
(тахогенератор)
Звукосниматель
ВS
Датчик скорости
ВV
С

Конденсаторы

Силовая батарея конденсаторов

СВ

D

Схемы интегральные, микросборки

Схема интегральная аналоговая

DA

Схема интегральная циф- DD
ровая, логический элемент
Устройство хранения ин- DS
формации
Е

F

Элементы разные (осветительные
устройства, нагревательные элементы)

Устройство задержки

DT

Нагревательные элемент

EK

Лампы осветительные

EL

Пиропатрон

T

Разрядники, предохранители, устрой- Дискретный элемент за- FA
ства защитные
щиты по току мгновенного действия
Дискретный элемент за- FP
102

щиты по току инерционного действия

G

Н

Генераторы, источники питания,
кварцевые осцилляторы

Предохранитель плавкий

FU

Дискретный элемент защиты по напряжению,
разрядник

FV

Генератор, аккумулятор
батареи

G

Батарея

GB

Синхронный компенсатор GC
Прибор звуковой сигнали- HA
зации

Устройства индикационные и сигнальные

Индикатор символьный

HG

Прибор световой сигнали- HL
зации
Лампа сигнальная с белой HLW
линзой
Лампа сигнальная с зелё- HLG
ной линзой
Лампа сигнальная с крас- HLR
ной линзой
К

L

Реле, контакторы, пускатели

Катушка индуктивности, дроссели

Реле токовое

KA

Реле указательное

KH

Реле электротепловое

KK

Реле напряжения

KV

Контактор, магнитный
пускатель
Реле частоты

KM

Реле времени

KT

Реле промежуточное

KL

Дроссели люминесцентного освещения

LL

Реакторы
Реактор секционный

LR
LRK

М

Двигатели постоянного и переменного тока

Р

Приборы, измерительное оборудова- Амперметр
ние (сочетание РЕ применять не до- Счётчик импульсов
пускается)
Частотометр

KF

PA
PC
PF

Счётчик активной энергии PI
Счётчик реактивной энер- PK
гии
103

Омметр

PR

Регистрирующий прибор

PS

Часы, измеритель времени PT
действия

Q

Вольтметр

PV

Ваттметр

PW

Выключатели и разъединители в си- Выключатель в силовых Q
ловых цепях (энергоснабжение, пита- цепях
ние оборудования и т.д.)
Выключатель автоматиче- QF
ский
Выключатель нагрузки

QW

Выключатель секционный QK
Выключатель шиносоеди- QA
нительный
Разъединитель

QS

Короткозамыкатель
Отделитель

QN
QR

Рубильник

QS

Разъединитель заземляю- QSG
щий
R

S

T

Резисторы

Устройства коммутационные в целях
управления, сигнализации и измерительные
(обозначение SF применяют для аппаратов, не имеющих контактов силовых цепей)

Терморезистор

RK

Потенциометр
Шунт измерительный

RP
RS

Варистор

RU

Выключатель или переключатель

SA

Выключатель кнопочный SB
Выключатель автоматиче- SF
ский
Выключатели, срабатывающие от различных
воздействий:
уровня

SL

давления

SP

положения (путевой)

SQ

частоты вращения

SR

температуры
SK
Трансформаторы, автотрансформато- Трансформатор тока
TA
ры
Электромагнитный стаби- TS
лизатор
Трансформатор напряже- TV
ния
104

U

V

W

Х

Y

Устройства связи
Преобразователи электрических величин

Модулятор

UB

Демодулятор

UR
UF
UD

Приборы электровакуумные и полупроводниковые

Диод, стабилитрон

VD

Прибор электровакуумный

VL

Транзистор
Тиристор

VT
VS

Линия электропередачи

W

Ответвитель

WЕ

Короткозамыкатель

WК

Вентиль

WS

Линия и элементы СВЧ

Преобразователь частотный.
Выпрямитель

Антенны

Трансформатор, фазовра- WT
щатель
Аттенюатор
WU
Антенна
WA

Соединения контактные

Токосъёмник, контакт
скользящий

XA

Штырь

XP

Гнездо
Соединение разборное

XS
XT

Соединитель высокочастотный

XW

Устройства механические с электромагнитным приводом

Электромагнит включения YAС
Электромагнит отключе- YАТ
ния
Муфта с электромагнитным приводом

YC

Электромагнитный патрон YH
или плита
Z

Устройства конечные, фильтры, огра- Ограничитель
ничители
Фильтр кварцевый

105

ZL
ZQ