Релейная защита и автоматика электроэнергетических систем. Конспект лекций - Голговских А.В.

Author: Голговских А.В.
Tags: электротехника автоматика релейная защита
Year: 2001
Similar
Релейная защита и автоматика систем электроснабжения
Микропроцессорная автоматика и релейная защита электроэнергетических систем
Релейная защита и автоматика элетроэнергетических систем
Релейная защита и автоматика систем электроснабжения
Text
                    
Mill III'
H ili КИИ I < и
Il 14 Hu I ’I.I A 'I I|IAI Uhl |’Ф
VHAI4 Illi ННЫИ П..ХНИЧ1 ( НИИ
 1111111 I ’< И11 I
A H Гоплюских
PI III ИНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
ЭЛеК1РОЭН1 PI I ТИЧ1 СКИХ СИСТЕМ
Лп//| Hi  п и к чип
I ирои. 2001
УДК 621.316.925
Голговских А.В. Релейная защита и автоматика электроэнергети-
ческих систем: Конспект лекций.-Киров, изд. ВятГТУ,
165.-100 с.
В конспекте лекций изложены основы техники релейной защиты и
автоматики электроэнергетических систем.
Конспект лекций предназначен для студентов специальности
100200 обучающихся по сокращенной форме обучения.
Библиотека ВятГУ
Абонемент № 1 «
_	- -5
Надежное и экономичное функционирование электроэнергетических сис-
тем возможно только при автоматическом управлении ими. Для этой цели
используется комплекс автоматических устройств, среди которых первосте-
пенное значение имеют устройства релейной защиты и автоматики.
Курс «Релейная защита и автоматика электроэнергетических систем» со-
стоит из двух основных частей: релейной защиты и автоматики. В первой
части изучаются схемы и устройства релейной защиты, предназначенные
для автоматического управления выключателями в аварийных режимах.
Воздействуя на отключение выключателей, устройства релейной защиты
локализуют повреждение. Во второй части рассматриваются основные уст-
ройства автоматики, предназначенные для автоматического управления вы-
ключателями и осуществляющие автоматическое регулирование при произ-
водстве и распределении электроэнергии. Следует подчеркнуть, что разде-
ление курса на части «релейная защита» и «автоматика» - условно и сложи-
лось исторически, так как первые устройства противоаварийной автоматики
начал осуществляться с использованием электромеханических аппаратов,
названных реле. Устройства релейной защиты также являются устройствами
системной автоматики с определенным функциональном назначением и
особой спецификой.
164
СОДЕРЖАНИЕ
1.	Общие вопросы релейой защиты и автоматики...............4
1.1.	Реле и их классификация............................4
1.2.	Основные требования к релейной защите..............7
1.3.	Виды повреждений и ненормальных режимов работы сетей...8
1.4.	Оперативный ток и его источники................... 10
1.5.	Первичные измерительные преобразователи в релейной
защите и их схемы соединения с нагрузкой...............15
2.	Релейная защита ЛЭП..................................  28
2.1.	Токовые защиты ЛЭП;...............................28
2.2.	Токовые направленные защиты.......................46
2.3.	Дистанционная защита..........................    50
2.4.	Защита от замыканий на землю.....................*54
2.5.	Защиты ЛЭП с абсолютной селективностью............63
3.	Защита трансформаторов..................................79
3.1.	Газовая защита трансформатора.....................80
3.2.	Максимальная токовая защита трансформатора........82
3.3.	Максимальная токовая защита от перегрузки..........88
3.4.	Токовая отсечка...................................89
3.5.	Токовая защита нулевой последовательности.........90
3.6.	Дифференциальная токовая защита трансформатора....91
3.7.	Особенности защиты трансформаторов, не имеющих
выключателей на стороне высшего напряжения............100
4.	Релейная защита шин станций и подстанций............  104
4.1.	Токовые защиты.................................  104
4.2.	Дифференциальная защита..........................106
5.	Защита синхронных генераторов.........................112
5.1.	Виды повреждений и ненормальных режимов работы.....112
5.2.	Виды защит, применяемых для генераторов............113
5.3.	Особенности защит синхронных компенсаторов..........133
6.	Защита электродвигателей................................134
7.	Резервирование отказов в действии релейной защиты и
выключателей ........................?....................137
8.	Автоматическое повторное включение...................142
9.	Автоматический ввод резервного питания..................147
10.	Автоматическая частотная разгрузка......................155
Голговских Александр Владимирович
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
Конспект лекций
Подп. в печ.	Формат 30x42 1/8. Бумага писчая № 1.
Печать матричная. Усл.печ.л. 10,25. Уч.-изд.л. 9. Тир. 100. Зак. № 254
Изготовление - Кировский областной комитет государственной
статистики, г. Киров, ул. Горбачева, 40
4
1 Общие вопросы релейной защиты и автоматики
При эксплуатации электрооборудования повреждения, возникающие
вследствие пробоя изоляции, обрывов проводов, ошибочных действий пер-
сонала и других причин, приводят к коротким замыканиям (КЗ), сопровож-
дающимся понижением напряжения и высокотемпературной дугой. Дежур-
ный персонал не в состоянии в требуемое малое время отметить возникно-
вение КЗ, выявить поврежденный элемент и дать сигнал на отключение его
выключателей. В тоже время быстрое отключение поврежденного элемента
позволяет существенно сократить размеры повреждений, а иногда и пре-
дотвратить их. Поэтому электроустановки снабжаются автоматически дей-
ствующими устройствами - релейной защитой или предохранителями (по-
следние преимущественно в системах с напряжением менее 1 кВ), осущест-
вляющими защиту от повреждений и некоторых ненормальных режимов ра-
боты.
Таким образом, основным назначением релейной защиты является выяв-
ление места возникновения КЗ и быстрое отключение поврежденного уча-
стка сети.
Кроме повреждений возможны такие нарушения нормальных режимов
работы, как перегрузка, замыкание на землю в сетях с незаземленной ней-
тралью и другие, которые не представляют непосредственной опасности для
оборудования.
Вторым назначением релейной защиты является выявление нарушений
нормальных режимов работы оборудования и подача предупредительных
сигналов.
На подстанциях без обслуживающего персонала в таких режимах релей-
ная защита производит отключение оборудования с выдержкой времени, так
как нарушения нормальных режимов работы зачастую бывают кратковре-
менными и могут самоустраняться.
1.1 Реле и их классификация
В технике релейной защиты и автоматики под термином «реле» в соот-
ветствии с ГОСТ понимают автоматически действующий аппарат, предна-
значенный при заданном значении воздействующей величины производить
скачкообразное изменение в цепях управления.
При определенном значении величины Х>ХСР, изменяет свое значение
выходной сигнал Y, при возврате реле (Х<ХС Р ) сигнал Y принимает перво-
начальное значение (Рис. 1). Наиболее распространены электрические реле.
В соответствии с ГОСТ электрические реле имеют пять основных функ-
циональных частей: воспринимающую (1); преобразующую (2); сравни-
вающую (3); исполнительную (4); замедляющую (5) (Рис. 2).
5
Рис. 1. Иллюстрация работы реле
Рис. 2 . Функциональные части реле
В реле, реагирующих более чем на одну величину, может иметься
несколько однотипных частей:
-	в воспринимающей части воздействующие величины преобразуются в
непрерывные,' удобные для дальнейшего использования;
-	в преобразующей род тока, характер изменения во времени или вид
энергии преобразуются в удобный для сравнения сигнал;
-	в сравнивающей производится сравнение преобразованных величин и
обеспечивается дискретная величина на выходе;
-	в исполнительной усиливаются дискретные сигналы и она обеспечива-
ет скачкообразное изменение состояния управляемых электрических цепей;
-	в замедляющей обеспечивается требуемая выдержка времени.
Могут быть дополнительные функциональные части, например, задаю-
щие (6), в которых производятся определенные настройки.
6
Классификация реле.
1)	В зависимости от величины, на которую реагирует реле различают:
а)	электрические реле - реагируют на электрические величины;
б)	механические реле - реагируют на механические величины: давление,
уровень газа;
в)	тепловые реле — реагируют на изменение температуры или количество
тепла.
2)	В зависимости от действия реле на повышение или понижение контроли-
руемой величины различают реле максимального и минимального дейст-
вия.
а)	Реде максимального действия срабатывает и замыкает контакты при
повышении измеряемой величины выше допустимого значения. При
уменьшении возвращаются в исходное положение.
б)	Реле минимального действия срабатывает при понижений электриче-
ской величины ниже допустимого значения. При увеличении измеряе-
мой величины возвращается в исходное состояние.
Отношение входной и выходной величины называется коэффициентом
возврата:
К-в ~ ^воз/1ср ’
где 1воз - параметр возврата реле, 1ср - параметр срабатывания реле.
У реле минимального действия Л?е>1, у реле максимального действия
а;<1.
3)	По назначению:
а)	реле измерительные - реле тока, напряжения;
б)	реле логических операций;
в)	исполнительные реле.
4)	По принципу действия:
а)	статические (отсутствуют подвижные части);
б)	электромеханические (индукционные, магнитоэлектрические, элек-
тромагнитные).
5)	Электромеханические реле классифицируют:
а)	по способу включения воспринимающего органа: на первичные и вто-
ричные (рис. 3).
Первичные реле непосредственно включаются в цепь.
Достоинства: экономичность, не требуют дополнительных затрат на
трансформаторы тока и напряжения, контрольные кабели.
Недостатки: связаны с высоким напряжением, что увеличивает затраты
на изоляцию и повышает сложность обслуживания. Для наладки нужен до-
полнительный источник тока.
Вторичные реле включаются через измерительные трансформаторы тока
и напряжения.
7
Достоинства: изолированы от высокого напряжения, могут выполняться
на стандартные токи и напряжения.
Первичное реле Вторичное реле
Рис. 3
Первичные реле применяются на электродвигателях и мелких
трансформаторах в сетях 6-10 кВ, где защита выполняется по простейшим
схемам и не требует большой точности. Во всех остальных случаях
применяются вторичные реле.
б)	по способу воздействия па коммутационное устройство различают ре-
ле прямого и косвенного действия.
Реле прямого действия не имеет контактной системы и непосредственно
действует на расцепитель выключателя.
Реле косвенного действия имеет контактную систему, управляющую це-
пью оперативного тока. На расцепитель действует соленоид отключения.
Достоинства реле прямого действия: простота, экономичность.
Недостатки реле прямого действия: большая потребляемая мощность,
низкий коэффициент возврата, трудная регулировка параметра срабатыва-
ния.
Перечисленные недостатки отсутствуют у реле косвенного действия.
Однако конструкция его сложнее, возникает необходимость в
дополнительном источнике тока, снижается экономичность.
1.2	Основные требования к релейной защите
1)	Быстродействие.
Быстрое отключение релейной защиты уменьшает размеры повреждений,
сохраняет нормальную работу потребителей неповрежденной части уста-
новки, предотвращает нарушение параллельной работы генераторов.
Современные устройства релейной защиты имеют время действия
0,02*0,1 с.
2)	Селективность.
8
Селективностью называют способность релейной защиты отключать
только поврежденные элементы.
Требование селективности не должно исключать возможность действия
других защит как резервных в случае отказа защит или выключателей смеж-
ных элементов.
Защиты, могущие по принципу действия работать в качестве резервных
при КЗ на смежных участках называют защитами с абсолютной селективно-
стью.
Защиты с абсолютной селективностью работают только при КЗ на защи-
щаемом элементе.
3)	Чувствительность.
Защита должна обладать чувствительностью к тем видам повреждений и
нарушений нормального режима, на которые она рассчитана, чтобы было
обеспечено ее действие в начале возникновения повреждения.
Чувствительность защиты должна так же, как правило, обеспечивать ее
действие на смежных участках. Такое действие защиты называется дальним
резервированием смежного или следующего участка.
Чувствительность защит в большинстве случаев оценивается коэффици-
ентом чувствительности. Это отношение минимального значения тока при
металлическом КЗ в защищаемой зоне к установленному на защите пара-
метру срабатывания.
4)	Надежность.
Защита должна безотказно действовать лишь в режимах, для которых она
предназначена (надежность срабатывания) и не действовать в тех случаях,
когда должна сработать другая защита (надежность несрабатывания).
1.3	Виды повреждений и ненормальных режимов работы сетей
Повреждения в электрической системе чаще всего возникают на линиях
сетей. Повреждения в обмотках электрических машин, и особенно таких ап-
паратов, как трансформаторы и автотрансформаторы, бывают реже, иногда
имеют специфический характер, обусловленный их выполнением (межвит-
ковые КЗ) и могут привести к тяжелым последствиям.
При многофазных КЗ в поврежденных линиях протекают большие токи,
которые должны отключаться релейной защитой.
Однофазные КЗ представляют для системы в целом также тяжелый вид
повреждения, хотя и не такой опасный с точки зрения устойчивости и со-
хранения нагрузки, чем многофазные КЗ. Поэтому установка достаточно
быстродействующей защиты от этого вида повреждения является также не-
обходимой. Защита может действовать на отключение трех фаз или только
одной поврежденной с последующим ее автоматическим повторным вклю-
чением.
9
Однофазные КЗ характеризуются появлением симметричных составляю-
щих всех последовательностей. Особенно эффективным оказывается ис-
пользование для защиты от коротких замыканий на землю слагающих нуле-
вой последовательности (независимость от рабочих токов, напряжений и т.
п.)
При однофазном замыкании на землю в сетях с малым током замыкания
на землю искажаются только фазные напряжения. Треугольник междуфаз-
ных напряжений остается неизменным. Поэтому к фазам нагрузки продол-
жают подводиться нормальные напряжения и бесперебойная работа потре-
бителей не нарушается. Токи в месте пробоя имеют небольшие значения и
быстро произвести большие нарушения нс могут.
Таким образом, однофазные замыкания при правильно поддерживаемом
режиме заземления нейтрали непосредственной опасности для потребителей
и сети в целом не представляют. Поэтому защиту от замыкания на землю в
рассматриваемых сетях выполняют обычно действующей только на сигнал.
В наиболее простом виде — это устройства контроля изоляции, устанавли-
ваемые на шинах питающих установок (например, на шинах низшего на-
пряжения 6-10 кВ понизительных подстанций).
Режим не является опасным видом повреждения и допускается работа в
течении двух часов.
В сетях с изолированной нейтралью опасным видом повреждения являет-
ся двойное замыкание на землю. Требует немедленного отключения. Целе-
сообразно автоматически отключать только одно место пробоя. При этом
предполагается, что пробой во втором месте может самоликвидироваться
или будет устранен обслуживающим персоналом.
Отключение одного места повреждения повышает надежность электро-
снабжения потребителей. Обеспечение отключения по возможности одного
места повреждения (примерно в 2/3 случаев) осуществляется посредством
двухфазного (а не трехфазного) исполнения защит.
Двойные замыкания на землю возникают обычно в местах с ослабленной
изоляцией, в основном вследствие перенапряжений, появляющихся в систе-
ме при однофазных замыканиях на землю.
При отказе в работе части фаз автоматических выключателей (характерно
для воздушных выключателей с пофазным приводом) может возникнуть
разрыв фазы.
Разрыв фазы линии в отличие от КЗ непосредственной опасности для сис-
темы может не представлять и не требовать немедленной ликвидации,
однако появляющиеся при этом составляющие токов и напряжений обрат-
ной и нулевой последовательности могут обусловить ряд нежелательных
последствий. Поэтому разрыв фазы в ряде случаев было бы желательно ав-
томатически селективно ликвидировать (так часто и удается делать, если
разрыв сочетается с КЗ на том же участке).
10
Некоторые типы защит обратной и нулевой последовательности
воспринимают появление несимметрии от разрыва подобно КЗ на том же
участке и вне его. Если их срабатывание недопустимо, должны приниматься
соответствующие меры.
Ненормальные режимы
1)	Перегрузки или КЗ, возникающие где-либо на других элементах сис-
темы, обуславливающие сверхтоки (то есть токи превышающие номиналь-
ные для данной линии).
Приводят к нагреву машин и аппаратов, оказывают термическое воздей-
ствие и ускоренный износ проводов. От сверхтоков, вызванных внешними
КЗ, обычно используется защита, действующая как резервная в случаях от-
каза защит или выключателей поврежденного элемента. При сверхтоках пе-
регрузки немедленного отключения не требуется. Необходима сигнализа-
ция.
2)	Колебания напряжения и токов при качаниях и нарушениях синхро-
низма. Повышения или понижения напряжения.
Наиболее часто интенсивные качания возникают вследствие недостаточно
быстрого отключения КЗ в системе. В наиболее тяжелых случаях возможно
возникновение кратковременного или затяжного нарушения синхронизма.
Опасный режимы, контролируются устройствами автоматики.
3)	Понижение частоты.
Опасный режим, контролируется устройством автоматики — автоматиче-
ской частотной разгрузкой.
1.4 Оперативного ток и его источники
Оперативным называется ток, при помощи которого производится управ-
ление первичной коммутационной аппаратурой (выключателями,
отделителями и т. д.), а также питание цепей релейной защиты и
автоматики, разных видов управления и сигнализации. Основное требование
- источники оперативного тока должны быть всегда готовы к действию во
всех необходимых случаях (независимость от режима работы сети).
Используют два вида оперативного тока - постоянный и переменный.
1)	Оперативный постоянный ток.
Источниками постоянного тока являются аккумуля торные батареи, рабо-
тающие в режиме постоянного подзаряда. Рабочее напряжение батарей
110-220 В (используемое ранее напряжение 24 - 48 В теперь не рекоменду-
ется). В качестве подзарядного устройства' используется мощный тиристор-
ный преобразователь, снабженный элементным коммутатором, с помощью
которого можно изменять число участвующих в химической реакции пла-
стин. Для повышения надежности сеть оперативного тока секционируют на
ряд участков, имеющих самостоятельное питание от сборных шин батареи.
11
Основное достоинство - простой источник тока, работа которого не зави-
сит от состояния основной системы.
Недостатки постоянного оперативного тока:
-	сложность выполнения защиты от повреждений в цепях постоянного тока;
-	требуют специального помещения;
-	требуют квалифицированного обслуживания;
-	дорогие (большой расход цветных металлов).
Оперативный постоянный ток в первую очередь используется в электро-
установках, где батареи требуются для включения мощных выключателей с
электромагнитными приводами) и ряда других нужд (например, на ТЭС,
мощных ГЭС и подстанциях).
2)	Оперативный переменный ток.
Источниками оперативного переменного тока могут быть трансформато-
ры тока, трансформаторы напряжения и трансформаторы собственных
нужд, включаемые соответственно на токи и напряжения элементов защи-
щаемой установки.
Трансформаторы тока могут являться надежными источниками питания
защит только от повреждений, сопровождающихся значительными токами,
когда они в состоянии отдавать мощность, достаточную кроме всего для ра-
боты привода выключателя (при однофазных замыканиях на землю не под-
ходят).
Трансформаторы собственных нужд и трансформаторы напряжения в
общем случае, наоборот, непригодны для питания защит от КЗ, сопровож-
дающихся снижением напряжения до нуля, и могут применяться для управ-
ления в режимах, характеризуемых напряжениями близкими к рабочим (на-
пример, однофазное замыкание на землю).
Таким образом, перечисленные источники питания не являются универ-
сальными (как аккумуляторные батареи), а имеют ограниченные области
применения. Поэтому часто используются несколько раздельных источни-
ков переменного оперативного тока или комбинированные устройства.
Схемы с использованием переменного оперативного тока:
1) Схемы с дешунтированием катушки отключения привода выключате-
ля.
Однолинейный вид совмещенной схемы токовой защиты с реле тока КАТ
с выдержкой времени с имеющим специальный переключающий контакт
без разрыва цепи представлена на рис. 4.
В рабочих режимах^процессе срабатывания реле тока КАТ размыкающей
частью своего контакта, имеющей большую отключающую способность (с
дугогасящим устройством), шунтирует цепь катушки электромагнита от-
ключения выключателя YAT (нормально разорвана замыкающей частью
контакта). Нагрузка трансформатора тока ТА определяется относительно
небольшой мощностью цепи обмотки реле тока, и трансформатор работает с
12
необходимой точностью (g<10%). После срабатывания защиты электромаг-
нит выключателя включается последовательно с обмоткой реле и через нее
проходит полный вторичный ток трансформатора тока, определяющий от-
ключение выключателя. При этом трансформатор тока сильно перегружает-
Рис. 4. Схема с дешунти-
рованием катушки от-
ся (е>10%), но для срабатывания защиты это уже
несущественно.
Главное, чтобы ток, протекающий по вторич-
ной обмотке трансформатора тока был больше
или равен току срабатывания катушки электро-
магнита отключения выключателя и был не
меньше тока возврата реле тока.
Достоинствами схем с дешунтированием ка-
тушки отключения привода выключателя явля-
ются простота и экономичность. А недостатками
являются: зависимость от режима работы сети;
оборудование на переменном токе имеет боль-
шие габариты; вибрация контактов.
Рассмотренные схемы могут применяться в
сетях с номинальным напряжением до 35 кВ при
пружинных приводах у выключателей (преиму-
щественно на тупиковых подстанциях, где ток
дешунтирования не превышает 50 А). Современ-
ные специальные реле тока и промежуточные ре-
ле имеют контакты, способные отключить ток до
150 А.
ключения выключателя
2) Схемы с блоками питания выпрямленным током, напряжением.
Под блоками питания понимаются устройства, питаемые от трансформа-
торов тока, трансформаторов напряжения и трансформаторов собственных
нужд, выпрямляющие ток, напряжение и обеспечивающие напряжение, ис-
пользуемое для оперативных цепей.
Блоки делятся на токовые (БПТ), напряжения (БПН) и комбинированные,
состоящие из БПТ и БПН, работающих параллельно на стороне выпрямлен-
ного напряжения. На рис. 5 представлен пример схемы комбинированного
блока питания оперативным выпрямленным током.
БПН обеспечивает питание при замыканиях между двумя фазами за си-
ловым трансформатором с группой соединения обмоток Y/A, A/Y, а также
при однофазном КЗ за трансформатором с группой соединения обмоток
Y/Y-0 с нулевым проводом, когда разность токов с питающей стороны равна
нулю, но междуфазное напряжение близко к рабочему.
13
Рис. 5. Схема комбинированного блока питания выпрямленным током
Достоинства схем с блоками питания выпрямленным током и напряжени-
ем:
-	возможность индивидуального обеспечения питания оперативным током
одного защищаемого присоединения (однако при значительном числе при-
соединений экономически целесообразным оказывается групповое пита-
ние);
-	возможность применения защитной аппаратуры, изготовляемой для уста-
новок с аккумуляторными батареями.
Недостатки схем с блоками питания выпрямленным напряжением и то-
ком:
-	недостаточная мощность для питания катушек включения электромагнит-
ных приводов (обычно осуществляется от выпрямительных блоков, питае-
мых от трансформаторов собственных нужд подстанции);
-	невозможность использования для минимальных защит напряжения, а
также при отключении подстанции с упрощенной схемой соединений со
стороны высшего напряжения для управления отделителем в бестоковую
паузу;
-	необходимость отдельных сердечников трансформаторов тока, когда тре-
буется большая отдаваемая мощность.
Схемы с блоками питания выпрямленным током широко применяются на
понижающих подстанциях с номинальным напряжением до 35 кВ, а также
на подстанциях с номинальным напряжением 110-220 кВ с упрощенными
схемами электрических соединений со стороны высшего напряжения (не
имеется выключателей на этом напряжении).
14
Некоторые из недостатков могут быть устранены при одновременном ис-
пользовании энергии предварительно заряженных конденсаторов.
3)	Схемы с предварительно заряженными конденсаторами (рис. 6).
Состоит из зарядного устройства, условно показанного на схеме проме-
жуточным трансформатором TL, и блока конденсаторов С, заряжаемого че-
рез выпрямитель ID. Для предотвращения разряда конденсаторов через об-
ратное сопротивление выпрямителя блок конденсаторов автоматически от-
ключается от зарядного устройства замыкающим контактом минимального
реле напряжения KV при значительном понижении выходного напряжения
зарядного устройства.
Основным недостатком схем с предварительно заряженным конденсато-
ром является импульсность действия, поэтому каждый элемент должен при-
соединяться к отдельному блоку конденсаторов.
Достоинствами схемы является возможность проведения оперативных
операций на подстанции, потерявшей питание (например, отключение отде-
лителей в бестоковую паузу) и возможность отключения выключателей с
любыми тяжелыми приводами.
Основная область применения: питание цепей отключения выключателей
и отделителей. •
Рис. 6. Схема с предварительно заряженным конденсатором
4)	Схемы с реле прямого действия.
Защиты с реле прямого действия также могут быть условно отнесены к
работающим на оперативном переменном токе. Простота и автономность
защит с реле прямого действия обуславливают продолжающееся их исполь-
зование для осуществления защит, если их параметры и погрешности явля-
ются приемлемым (обмотки реле питаются непосредственно от трансформа-
торов тока и трансформаторов напряжения, а исполнительные органы дей-
ствуют непосредственно на отключение выключателей).
15
1.5 Первичные измерительные преобразователи в релейной
защите и их схемы соединения с нагрузкой
Наиболее распространенными измерительными преобразователями яв-
ляются электромагнитные трансформаторы тока и напряжения. Кроме того,
используют трансреакторы, трансформирующие первичный ток в пропор-
циональную ему вторичную ЭДС. В отличие от трансформаторов тока
трансреакторы имеют сердечник с немагнитным зазором. Режим работы их
близок к режиму холостого хода.
Измерительные преобразователи выполняют две основные функции:
-	осуществляют гальваническую развязку вторичных цепей от цепей высо-
кого напряжения. Это облегчает обслуживание и повышает безопасность;
-	обеспечивают во вторичной цепи стандартные значения токов (1 и 5 А) и
напряжений (100 и 100/л/з В) при различных токах и напряжениях в пер-
вичной цепи.
1.5.1 Трансформаторы тока
По своему назначению трансформаторы тока делятся на предназначен-
ные для устройств измерений и для релейной защиты. К точности их рабо-
ты, в зависимости от назначения, предъявляются различные требования.
Основным режимом работы трансформатора тока, предназначенного для
измерений, является нормальный рабочий. В пределах рабочих токов он
должен обеспечить необходимую точность трансформации, в соответствии
со своим классом точности. Работа трансформаторов тока в
F схемах многих типов релейных защит происходит в аварийных
режимах, когда токи КЗ значительно превосходят нормальные
рабочие. Поэтому допускается значительно большая погреш-
ность- 10%.
У трансформаторов тока имеется три вида погрешностей:
токовая, полная и угловая, значения которых тесно связаны
друг с другом и зависят от степени насыщения магнитопрово-
да трансформатора тока и сопротивления нагрузки zH.
Величина Л1, равная разности между и Т2 (рис. 7) называ-
ется токовой погрешностью, обозначается буквой f выражает-
ся чаще всего в процентах и вычисляется по формуле:
Рис-7	/=Ь-А.1ОО.
Л'
Угол 8 показывает на сколько действительный ток /2 сдвинут относи-
тельно «идеального» тока 12, рассчитанного по формуле. Он определяет уг-
ловую погрешность трансформатора тока и указывается в градусах. Если
16
^<10%, то угловая погрешность не более 10 градусов. Однако при глубоком
насыщении магнитопровода трансформатора тока в случаях близких к КЗ
угловая погрешность может достигнуть больших значений и вызвать непра-
вильное срабатывание направленных реле, поэтому в таких схемах не до-
пускается работа с трансформаторами с <£>45°, что соответствует />50%.
Геометрическая разность Л/ - полная погрешность трансформатора тока:
Это выражение справедливо для синусоидального вторичного тока.
Согласно ПУЭ все трансформаторы тока, используемые в релейной за-
щите должны обеспечивать:
-	точную работу измерительных органов защиты в конкретных расчетных
условиях, для чего полная погрешность трансформатора не должна превы-
шать 10%;
-	надежную (без вибрации) работу контактов измерительных органов за-
щиты при максимальном токе КЗ, когда могут быть повышенные погрешно-
сти трансформатора тока и искажение формы кривой вторичного тока;
-	отсутствие опасных перенапряжений во вторичных цепях трансформа-
торов тока при максимальном значении тока КЗ.
Все трансформаторы тока выбираются по номинальному току и напряже-
нию, проверяются на термическую и электродинамическую стойкость при
КЗ. Кроме того, трансформаторы тока, используемые для включения релей-
ной защиты, проверяются на значение погрешности, которая не должна
превышать 10 % по току и 7 % по углу. Последняя проверка может прово-
дится по кривым зависимости предельной кратности от сопротивления на-
грузки, подключенной к вторичной обмотке.
Предельной кратностью k[Q называется наибольшее отношение первич-
ного тока, проходящего через трансформатор тока, к его номинальному току
Л.max ^\ном-> ПРИ котором полная погрешность трансформатора тока при за-
данной вторичной нагрузке не превышает 10%. Кривые предельной кратно-
сти для большинства отечественных трансформаторов тока приведены в
справочной литературе.
При проверке в начале определяется значение предельной кратности:
1г — I	f j
10 Ipacy.max ' 11ном »
где 2] 1пах- максимально возможный расчетный ток, протекающий через
первичную обмотку трансформатора тока; - номинальный ток, проте-
кающий через первичную обмотку трансформатора тока.
Затем определяется нагрузка вторичной обмотки трансформатора:
^и.расч. — %каб. + % пр. %р %кон. ’
17
где zKa6 ,znp ,zp,zKOti - сопротивления соединительных кабелей, приборов,
реле, контактов соответственно.
По кривой предельной кратности (рис. 8), соответствующей типу, классу
вторичной обмотки и коэффициенту трансформации трансформатора тока,
находится допустимое значение нагрузки ги.
Если zH> гн расч то погрешность трансформатора тока в любом режиме
работы оборудования не превысит 10%.
При zH< zHрасч необходимо уменьшить вторичную нагрузку или заме-
нить трансформатор.
Рис. 8. Определение допустимой нагрузки по кривой
предельной кратности
Увеличить допустимую нагрузку можно последовательным соединение
вторичных обмоток одного и того же трансформатора.
1.5.2 Схемы соединения измерительных трансформаторов тока и
обмоток реле
В зависимости от назначения защиты и предъявляемых к ней требований
применяются следующие схемы соединения трансформаторов тока и обмо-
ток реле:
-	схема соединения трансформаторов тока и обмоток реле в полную звезду;
-	схема соединения трансформаторов тока и обмоток реле в неполную звез-
ду;
-	схема соединения трансформаторов тока в треугольник, а обмоток реле в
звезду;
-	однорелейная двухфазная схема соединения трансформаторов тока в
неполный треугольник;
18
-	схема соединения трансформаторов тока в фильтр токов нулевой последо-
вательности.
Для каждой схемы соединений можно определить коэффициент схемы,
который равен отношению тока в реле 1р к вторичному току в фазе 1в:
к =
ЛСХ I 
Коэффициент схемы учитывается при расчете уставок и оценке чувстви-
тельности защиты.
1.5.2.1 Схема соединения трансформаторов тока и обмоток реле в
волную звезду
Трансформаторы тока устанавливаются во всех фазах. Вторичные обмот-
ки трансформаторов тока и обмотки реле соединяются в звезду и их нулевые
точки связываются одним проводом, называемым нулевым. В нулевую точ-
ку объединяются одноименные зажимы обмоток трансформаторов тока.
Схема соединения приведена на рис. 9.
Рис. 9. Схема соединения трансформаторов тока и обмоток реле
в полную звезду
При нормальном режиме и трехфазном КЗ в реле КА 1-КАЗ проходят
вторичные токи трансформаторов тока одноименных фаз, а в нулевом про-
воде их геометрическая сумма, которая при симметричных режимах равна
нулю:
Lun ~~ La "** Lb "t" Lc ’
гп₽ 1 — т В j Jc
где ia - —, ib - —
П[ nj nb
Коэффициент схемы = 1.
19
При двухфазном КЗ, например фаз А и В, первичный ток КЗ проходит
только в двух поврежденных фазах и соответственно в реле, подключенных
к трансформаторам тока поврежденных фаз. Ток в неповрежденной фазе от-
сутствует.
При двухфазном КЗ на землю ток проходит в двух реле, включенных на
поврежденные фазы (например, В и С). В нулевом проводе проходит гео-
метрическая сумма этих токов, всегда отличная от нуля.
Коэффициент схемы к^) ~ 1.
При однофазном КЗ первичный ток КЗ проходит только по одной
поврежденной фазе. Соответствующий ему вторичный ток проходит также
только через одно реле и замыкается по нулевому проводу.
Коэффициент схемы к$ - 1.
Особенности схемы
1.	При всех видах КЗ токи повреждения проходят во всех или части реле
КА1—КАЗ, поэтому защита реагирует на все виды КЗ, имея при этом равную
чувствительность при одинаковых токах повреждения; токи в реле равны
вторичным фазным токам, поэтому коэффициент схемы ~ к^ = 1.
2.	Гок в нулевом проводе равен сумме фазных токов
{La + Lb + Lc)~3 • Iq, поэтому в нормальном режиме и при отсутствии за-
мыканий на землю в нулевом проводе протекает только ток небаланса; воз-
можный обрыв нулевого провода не может повлиять на работу схемы, одна-
ко при замыканиях на землю по нулевому проводу проходит ток поврежде-
ния — при обрыве нулевого провода ток поврежденной фазы может замы-
каться только через вторичные обмотки трансформаторов тока неповреж-
денных фаз, которые представляют для него очень большое сопротивление,
поэтому выполнение схемы соединения трансформаторов тока и обмоток
реле в полную звезду без нулевого провода недопустимо.
3.	При двойных замыканиях на землю в сетях с изолированными или за-
земленными через дугогасящие реакторы нейтралями, если точки замыка-
ния расположены на разных линиях (рис. 10), могут подействовать на от-
ключение защиты обеих линий (I и II) при равенстве выдержек времени, что
нежелательно.
Схема применяется только в защитах, действующих при всех видах КЗ.
1.5.2.2 Схема соединения трансформаторов тока и обмоток реле в
неполную звезду
Трансформаторы тока устанавливают в двух фазах (обычно А и С) и со-
единяют так же, как и в схеме звезды (рис. 11).
20
Рис. 10. К анализу работы схемы при двойных замыканиях на землю
Рис. 11. Схема соединения трансформаторов тока и
обмоток реле в неполную звезду
В реле КА1 и КАЗ проходят токи соответствующих фаз, а в обратном
проводе ток, равный их геометрической сумме:
—ОБ “ — а --с
21
Особенности схемы
1.	Схема реагирует на все виды КЗ, за исключением короткого замыка-
ния на землю фазы, в которой трансформатор тока не установлен, поэтому
схема применяется только для защит, действующих при многофазных по-
вреждениях; в симметричных режимах в реле проходят вторичные фазные
токи, поэтому для схемы неполной звезды коэффициент схемы
М = z-(3) -1
2.	Ток в обратном проводе проходит не только при некоторых замыкани-
ях на землю, но и при многофазных КЗ, а также при нормальном режиме,
поэтому обратный провод необходим для правильной работы схемы, то есть
выполнять схему без обратного провода недопустимо.
З.	В сетях с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор
нейтралью при двойных замыканиях на землю, когда точки повреждения
находятся на двух линиях, отходящих от общих шин, причем одна из точек
расположена на фазе без трансформатора, действует на отключение только
одна защита в отключается только одна линия; при установке трансформа-
торов тока в одноименных фазах на всех присоединенных данного напряже-
ния в большинстве случаев (2/3) двойных замыканий на землю отключается
только одно место повреждения.
4.	В сетях с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор
нейтралью при двойных замыканиях на землю защита может действовать не
селективно, если точки повреждения располагаются на смежных участках,
причем на более удаленном участке повреждается фаза без трансформатора
тока.
5.	Чувствительность защиты может оказаться в два раза меньшей по
сравнению со схемой полной звезды при некоторых двухфазных КЗ за
трансформатором с соединением обмоток Y/A и A/Y.
Если чувствительность двухрелейной схемы неполной звезды недоста-
точна, то в обратный провод схемы дополнительно включается реле КА2, по
обмотке которого, как и в обратном проводе, проходит сумма токов фаз А и
С (трехрелейная схема неполной звезды). По чувствительности эта схема
равноценна схеме полной звезды.
1.5.2.3 Схема соединения трансформаторов тока в треугольник,
а обмоток реле в звезду
Вторичные обмотки трансформаторов тока, соединенные последователь-
но разноименными выводами (рис. 12), образуют треугольник.
Реле, соединенные в звезду, подключаются к вершинам этого треуголь-
ника. При такой схеме соединения в каждом реле проходит ток, равный
геометрической разности токов двух фаз:
22
Рис. 12. Схема соединения трансформаторов тока в треугольник,
а обмоток реле в звезду
Рис. 13. Векторная диаграмма вторичных токов в схеме при
трехфазном КЗ
Особенности схемы
1.	Ток в реле проходит при всех видах КЗ^и следовательно, схема
реагирует на все виды коротких замыканий.
2.	Соотношения между токами в реле и вторичными фазными токами
трансформаторов тока зависят от вида КЗ, поэтому схема имеет различные
коэффициенты схемы, а именно:
^=73,	= 2,^=1.
Гак как коэффициенты схемы	, то защита имеет разную чувст-
вительность.
23
3.	При КЗ на землю токи нулевой последовательности не проходят в реле
(проходят только токи прямой и обратной последовательности, то есть толь-
ко часть тока КЗ); схема соединения ТА 1-ТАЗ в треугольник является как
бы комбинированным фильтром токов прямой и обратной последователь-
ности.
4.	Дает сдвиг на 30 электрических традусов.
Схема применяется в основном для дифференциальных и дистанционных
защит.
1.5.2.4 Двухфазная однорелейная схема соединения в неполный
треугольник (на разность токов двух фаз)
Для выполнения схемы вторичные обмотки трансформаторов тока, уста-
новленных в двух фазах, соединяются разноименными выводами. К транс-
форматорам тока реле присоединяется так, что по его обмотке проходит ток
равный геометрической разности фазных токов. В соответствии со схемой
на рис. 14:
Рис. 14. Схема соединения трансформаторов тока и обмотки реле
на разность токов двух фаз
Особенности схемы
1.	Схема защиты реагирует на все виды КЗ, за исключением замыкания
на землю фазы, в которой трансформатор не установлен, поэтому применя-
ется только для действия при многофазных повреждениях; существенным
недостатком схемы является то, что при двухфазном КЗ за трансформатором
с соединением обмоток Y/A защита может отказать в действии в связи с тем,
что токи в фазах с трансформаторами тока равны и совпадают по фазе.
24
2.	Соотношения между токами в реле и вторичными фазными токами
трансформаторов тока зависят от вида КЗ и сочетания поврежденных фаз,
поэтому коэффициент схемы к^ принимает различные значения. В нор-
мальном режиме и при трехфазном КЗ к$ = ^3. В случае двухфазных КЗ
коэффициент схемы зависит от сочетания поврежденных фаз. Так, при КЗ
между фазами А-С коэффициент схемы к^ = 2. Защита наименее чувстви-
тельна к двухфазным КЗ между фазами A-В и В-С, когда к^ -1.
Схема применяется для защиты от междуфазных КЗ в основном для дви-
гателей и не применяется для защиты от КЗ за трансформаторами со схема-
ми соединения обмоток Y/А и A/Y.
1.5.2.5 Схема соединения трансформаторов тока в фильтр нулевой
последовательности
Рис. 15. Схема соединения трансформаторов тока в фильтр токов
нулевой последовательности и векторная диаграмма вторичных токов схемы
Ток в реле протекает лишь при КЗ на землю. Возникает несимметричный
режим и тогда IP-3 -10-	—
При нагрузках, трехфазных и двухфазных КЗ сумма первичных токов
равна нулю и реле не действует. На практике из-за пшрешностей трансфор-
маторов тока в реле протекают небольшие токи небаланса.
Схема часто называется трехтрансформаторным фильтром нулевой по-
следовательности.
Рассмотренные схемы включения измерительных реле неравноценны как
по количеству оборудования, так и по другим параметрам (чувствитель-
ность, надежность, селективность и пр.) Выбор той или иной схемы опреде-
ляется в первую очередь назначением защиты. При условии выполнения
всех требований, предъявляемых к защите, предпочтительна наиболее про-
стая схема, требующая наименьшего количества оборудования.
25
В сетях с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор
нейтралью защита, выполненная по схеме полной звезды, может при двой-
ных замыканиях на землю отключить оба места повреждения, что нежела-
тельно, поэтому для отключения многофазных КЗ и ликвидации замыканий
на землю в сети с изолированной нейтралью защиту следует выполнять по
схеме неполной звезды или по схеме включения реле на разность токов двух
фаз.
В сетях с глухозаземленными нейтралями к защите предъявляется требо-
вание действовать на отключение защищаемого элемента при КЗ между фа-
зами и при КЗ на землю. Такую защиту можно выполнить двумя способами:
по схеме включения трансформаторов тока и реле в полную звезду; в виде
двух комплектов - одного от междуфазных КЗ с соединением трансформа-
торов тока и реле в неполную звезду и другого от КЗ на землю с соединени-
ем трансформаторов тока в фильтр нулевой последовательности.
Как показано выше, реле тока, включенные на ток фазы (схема полной
звезды), при КЗ на землю менее чувствительны, чем комплект защиты от
замыканий на землю с соединением трансформаторов тока в фильтр тока
нулевой последовательности.
1.5.3 Трансформаторы напряжения и схемы соединения их обмоток
и реле
Измерительные органы, в частности измерительные реле напряжения,
включаются на фазные и междуфазные напряжения, а также на напряжения
нулевой и обратной последовательностей. Для получения этих напряжений
используются однофазные или трехфазные трансформаторы напряжения и
фильтры напряжения обратной последовательности. Трансформаторы в
этом случае имеют различные схемы соединения обмоток, при выполнении
которых придерживаются следующих правил:
- в случае включения первичных обмоток на фазные напряжения их на-
чала присоединяются к соответствующим фазам, а концы объединяются и
соединяются с землей;
- при включении первичных обмоток на междуфазные напряжения их
начала присоединяются к предыдущим, а концы - к последующим фазам в
порядке их электрического чередования.
Включение однофазного трансформатора напряжения (рис. 16а).
Первичная обмотка трансформатора включается на напряжение двух лю-
бых фаз. Такая схема применяется в тех случаях, когда достаточно иметь
одно междуфазное напряжение, например напряжение URr.
Схема соединения обмоток трансформаторов напряжения в откры-
тый (неполный) треугольник (рис. 166).
26
Первичные обмотки двух однофазных трансформаторов напряжения
включаются на два любых междуфазных напряжения- Вторичные обмотки
соединяются последовательно. Такая схема дает возможность включать реле
на все междуфазные напряжения (реле KV1-KV3) и на напряжения фаз по
отношению к искусственной нейтральной точке системы междуфазных на-
пряжений. В последнем случае включение можно выполнить тремя реле,
обмотки которых имеют равные сопротивления и соединены в звезду (реле
KV4-KV6). Схема соединения двух однофазных трансформаторов в откры-
тый треугольник является наиболее распространенной. Она не может при-
меняться в тех случаях, когда необходимо иметь фазные напряжения отно-
сительно земли.
АВС
Рис. 16. Схемы соединения измерительным трансформаторов напряжения и
обмоток реле
27
Схема соединения обмоток трансформаторов напряжения в звезду
(рис. 16в).
Как и рассмотренная схема соединения обмоток в открытый треугольник,
дает возможность включать реле на любые междуфазные напряжения (реле
KV3--KV3) и на напряжения фаз относительно искусственной нейтральной
точки системы междуфазных напряжений (реле KV4-KV6), а также по от-
ношению к земле, то есть на любые фазные напряжения (реле KV7-KV9).
Рассматриваемую схему можно выполнить посредством трех однофазных
трансформаторов напряжения или одного трехфазного пятистержневого.
Применение трехфазных трехстержневых трансформаторов напряжения в
данном случае не допускается в связи с тем, что при замыкании на землю в
сети по'первичным обмоткам т рансформатора через его заземленную ней-
траль проходят большие токи намагничивания нулевой последовательности
и трансформатор сильно перегревается.
Схема соединения обмоток трансформаторов напряжения в фильтр
напряжения нулевой последовательности (рис. 16г).
Напряжения отдельных последовательностей можно выделить из полных
фазных напряжений посредством фильтров напряжений. Так, для получения
напряжения нулевой последовательности первичные обмотки трансформа-
торов должны соединяться в звезду с заземленной нейтралью. Полученные
при этом вторичные фазные напряжения суммируются путем соединения
вторичных обмоток в разомкнутый треугольник, к которому подключается
реле. Напряжение на обмотке реле KV будет равно 3-Uo-
28
2.	Релейная защита ЛЭП
По способу обеспечения селективности различают защиты с абсолютной
и относительной селективностью. Защиты с абсолютной селективностью
запускаются и срабатывают лишь при КЗ на защищаемом участке (напри-
мер, дифференциальная защита). Защиты с относительной селективностью
запускаются и срабатывают при КЗ как на защищаемом, так и на смежных
участках, например, максимальные токовые защиты. Селективность их дей-
ствия обеспечивается правильным выбором уставок срабатывания.
Все защиты подразделяются на основные и резервные.
Основной называется защита, предназначенная для работы при всех или
части видов КЗ в пределах всего защищаемого элемента со временем, мень-
шим, чем у других защит.
Резервной называется защита предусматриваемая для работы вместо ос-
новной данного элемента в случае ее отказа или вывода из работы (ближнее
резервирование), а также вместо защит смежных элементов при их отказе
или в случаях отказов выключателей смежных элементов (дальнее резерви-
рование).
Наличие в сети резервных защит считается обязательным. Для выполне-
ния функций дальнего резервирования защиты должны обладать относи-
тельной селективностью.
В некоторых случаях используются также дополнительные защиты, вы-
полняющие некоторые вспомогательные функции, например, ускорение от-
ключения КЗ на части участка, защиту «мертвых зон», и т. д.
2.1.	Токовые защиты ЛЭП
Одним из признаков возникновения КЗ является увеличение тока в ли-
нии. Этот признак используется для выполнения защит, называемых токо-
выми. Токовые защиты приходят в действие при увеличении тока в фазах
линии сверх определенного значения. В качестве реле, -реагирующего на
возрастание тока, служат максимальные токовые реле.
Токовые защиты подразделяют на максимальные токовые защиты и
токовые отсечки. Главное различие между этими защитами заключается в
способе обеспечения селективности.
Селективность действия максимальных защит достигается правильным
выбором выдержек времени. Селективность действия токовых отсечек
обеспечивается соответствующим выбором тока срабатывания.
29
2.1.1.	Защита линий с помощью максимальной токовой защиты
Максимальная токовая защита является одной из основных защит в ради-
альных сетях напряжением до 35 кВ.
В радиальных сетях с односторонним питанием максимальная токовая
защита должна устанавливаться в начале каждой линии со стороны источ-
ника питания. При таком расположении защит каждая линия имеет само-
стоятельную защиту, отключающую линию в случае повреждения на ней
самой или на шинах питающейся от нее подстанции.
По характеру зависимости времени действия максимальной токовой за-
щиты от тока они подразделяются на защиты с независимой характеристи-
кой и зависимой.
По способу питания оперативных цепей максимальные токовые защиты
делятся на защиты с постоянным и переменным оперативным током.
Максимальные токовые защиты могут выполняться по двухфазным и
трехфазным схемам.
2.1.1.1. Схемы максимальных токовых защит
Наиболее распространенные схемы максимальных токовых защит для се-
тей с изолированной нейтралью приведены на рисунках 17-18. Особенно-
стью этих сетей является отсутствие однофазных КЗ, что дает возможность
применять для защиты от междуфазных КЗ двухфазные схемы максималь-
ных токовых защит. Эти же схемы могут применяться и для защиты сетей с
заземленной нейтралью, если для защиты от однофазных КЗ применяется
дополнительная защита, включенная на ток нулевой последовательности.
Для расширения зоны действия максимальной токовой защиты ее токо-
вые реле подключаются к трансформаторам тока, установленным ближе к
шинам. Если выключатель имеет встроенные трансформаторы тока, то за-
• щита подключается к ним со стороны шин.
На рис. 17 приведена схема максимальной токовой защиты с независимой
характеристикой времени срабатывания на постоянном оперативном токе.
Схема включает два пусковых токовых реле мгновенного действия КА1 и
КА2 (типа РТ-40), одно реле времени КТ-(типа ЭВ-121 или ЭВ-131) и одно
указательное реле КН (типа РУ-21). Контакты токовых реле соединены па-
раллельно, поэтому при срабатывании любого из них по ним обоим одно-
временно подается плюс на обмотку реле времени, ко второму выводу кото-
рой постоянно подведен минус оперативного тока. Реле времени, сработав с
установленной выдержкой времени, подает своим контактом плюс опера-
30
тивного тока на отключающую катушку YAT привода выключателя через
указательное реле КН и вспомогательный контакт SQ, связанный с приво-
дом выключателя. Указательное реле фиксирует срабатывание защиты и
прохождение тока через YAT.
Рис. 17. Схема двухфазной максимальной токовой защиты с независимой
характеристикой времени срабатывания на постоянном оперативном токе.
Вспомогательный контакт SQ, замыкающийся при включении и размы-
кающийся при отключении выключателя, имеет два назначения. При от-
ключении выключателя прекращается прохождение тока КЗ, вследствие че-
го происходит возврат в исходное положение в начале токовых реле, а затем
реле времени. Так как контакты реле времени не рассчитаны на размыкание
цепи катушек отключения, которые имеют большое потребление (2,5ч-10 А),
то размыкание этой цепи производится вспомогательным контактом до того,
как начнут размыкаться контакты реле времени. Таким образом, первым на-
значением вспомогательного контакта является предотвращение поврежде-
ние контактов реле времени при возврате защиты после отключения выклю-
чателя.
Если после отключения выключателя контакты реле временй останутся в
замкнутом состоянии (например, из-за неисправности реле), то по отклю-
чающей катушке будет длительно протекать ток, который может привести к
повреждению, так как она рассчитана только на кратковременное прохож-
дение тока. Вспомогательный контакт, размыкая цепь отключения, защища-
ет отключающую катушку от повреждения, что и является его вторым на-
значением.
На рис. 18 приведена также двухфазная схема максимальной токовой за-
щиты с независимой характеристикой времени срабатывания, но на опера-
тивном переменном токе. Схема включает в себя два пусковых токовых реле
мгновенного действия КА1 и КА2 (типа РТ-40), одно токовое реле времени
КТ (типа РВМ-12 или РВМ-13), одно указательное реле КН и два промежу-
31
точных реле KL1 и KL2 (типа РП-341). Токовые реле при срабатывании за-
мыкают цепь вторичных обмоток промежуточных трансформаторов реле
времени ТЬд и TLC на обмотку электродвигателя реле времени КТ, При этом
во избежание отказа реле времени при двухфазном КЗ между фазами А и С
цепь обмотки ГЬс разрывается размыкающим контактом КА1.2.
Рис. 18. Принципиальная схема двухфазной максимальной токовой защиты
с независимой характеристикой времени срабатывания
на переменном оперативном токе
Реле времени, сработав, своим контактом КТ.1 замыкает цепи вторичных
обмоток промежуточных трансформаторов на обмотки промежуточных реле
KL1 и KL2. Промежуточные реле, сработав, производят следующие дейст-
вия: мощными переключающими контактами KL1.1, KL1.2, KL2.1 и KL2.2
включают соответствующие отключающие катушки YAT1 и YAT2 в цепи
ТА1 и ТА2, а контактами KL1.3 и KL2.3 шунтируют контакт реле времени
КТ.1.
Шунтирование контактов реле времени необходимо потому, что после
включения отключающих катушек ток от трансформаторов тока может на-
32
столько снизиться, что пусковые токовые реле и реле времени разомкнут
свои контакты и произойдет преждевременный возврат промежуточных ре-
ле. Шунтирование контактов реле времени обеспечивает в этих случаях на-
дежное действие защиты независимо от состояния контактов пусковых реле
и реле времени.
При использовании такой схемы погрешность трансформаторов тока не
должна превышать 10% только до момента срабатывания промежуточных
реле. После их срабатывания и подключения отключающих катушек транс-
форматоры тока должны давать ток, обеспечивающий надежное действие
(срабатывание) отключающих катушек. Погрешность трансформатора тока
при этом значения не имеет.
После срабатывания отключающих катушек и отключения выключателя
ток в цепи трансформатора тока прекращается и все реле возвращаются в
исходное положение при отсутствии оперативного тока. Поэтому при пита-
нии защиты оперативным переменным током вспомогательный контакт в
цепи катушки отключения выключателя становится ненужным.
2.1.1.2 Выбор тока срабатывания максимальной токовой защиты
Исходным для выбора тока срабатывания максимальной токовой защиты
от КЗ является требование, чтобы она надежно работала при повреждениях,
но в то же время не действовала при максимальных токах нагрузки, кратко-
временном увеличении тока, вызванном пуском и самозапуском двигателей,
колебанием нагрузки.
Условия выбора тока срабатывания:
1.	Токовые реле защиты не должны приходить в действие при макси-
мальном рабочем токе нагрузки I^.max •
2.	Токовые реле, сработавшие при внешнем КЗ должны надежно воз-
вращаться в исходное положение после отключения КЗ и снижения тока до
максимального тока нагрузки. Например, при КЗ в точке К2 (рис. 19) после
отключения повреждения защитой МТ32, прохождение тока КЗ прекращает-
ся и пришедшее в действие токовое реле защиты 7V/73J должно возвратиться
в начальное положение, так как иначе произойдет неселективное отключе-
ние неповрежденной линии W1. Поэтому ток возврата защиты 1вз должен
быть больше тока нагрузки линии, проходящего через защиту МГЗ/ после
отключения КЗ:
Iв.з > раб. max
Так как кв = 1вз11сз , то ток срабатывания защиты по второму условию:
^с.з > раб.max /^в
3.	В первый момент времени после отключения КЗ ток, проходящей че-
рез защиту МТ31 (рис. 19) имеет повышенное значение из-за пусковых токов
33
электродвигателей. Асинхронные электродвигатели, составляющие значи-
тельную часть нафузки, во время КЗ тормозятся вследствие возникающего
при этом понижения напряжения. После отключения КЗ напряжение вос-
станавливается и все оставшиеся в работе двигатели самозапускаются, по-
требляя повышенный пусковой ток. Этот ток постепенно затухает и в линии
устанавливается рабочий ток, который не превышает 2раб.тах.
Рис. 19
Увеличение 1раб.тах^ вызванное самозапуском двигателей, оценивается
коэффициентом запуска к3:
J 1с . I
^с.з-^з 1 раб.ты
С учетом всех трех условий ток срабатывания максимальных токовых
защит определяется по формуле:
^с.з ~ ^отс '	‘ 1 раб. max /^в >
где котс — коэффициент отстройки, учитывающий погрешности расчета и
работы реле, принимаемый равным &WJC=l,l-rl,2.
Вторичный ток срабатывания реле !с р находится с учетом коэффициен-
та трансформации трансформаторов тока ktvi коэффициента схемы включе-
ния реле ксх:
^С.р ~ ^СХ ' ^С.З /^/ •
Чувствительность защиты проверяется по минимальному значению тока
min ПРИ повреждении в конце зоны защиты (точка К1). Коэффициент
чувствительности для МТ31 должен быть не менее 1,5:
т	'
“ ~~~	> 1, J 
1с.з
При КЗ на резервируемом участке (линия W2) допускается коэффициент
чувствительности больший или равный 1,2:
Лч2 = ^2^>1,2,
^С.З
где IK3 mjn(K2) “ минимальный ток КЗ в конце резервируемого участка (ли-
ния W2).
34
2.1,13 Выбор времени срабатывания действия максимальной
токовой защиты
Выдержки времени максимальной токовой защиты с независимой ха-
рактеристикой времени срабатывания выбираются по ступенчатому
принципу, который состоит в том, что каждая последующая защита в на-
правлении от потребителей к источнику питания имеет выдержку времени
больше предыдущей. Выбор выдержек времени должен начинаться с самых
удаленных от источника питания потребителей (рис.20).
Для того чтобы при повреждении на нагрузке (5Н) не отключилась линия
W3, ее защита должна иметь выдержку времени tc з3 большую, чем /сз4 на
величину А? называемую ступенью селективности:
(с.зЗ —	*
Ступень селективности Аг должна быть такой, чтобы успели сработать
защита и отключиться выключатель на поврежденном участке, прежде чем
истечет выдержка времени защиты на следующем неповрежденном участке:
~ ?вык +	^ктп2 Али >
где teb!l. - время отключения выключателя; АГкт1 и А?я7и2 ~ погрешности
реле времени защит поврежденного участка и следующего к источнику пи-
тания соответственно; t3an - время запаса.
Рис.20. Выбор времени срабатывания максимальных токовых защит с
независимой характеристикой времени срабатывания
35
Ступень селективности должна вычисляться с учетом типов установлен-
ных выключателей и типов реле времени и обычно составляет:
А/ “0,4:0,6 с.
При выборе выдержки времени максимальной токовой защиты с зави-
симой характеристикой времени срабатывания действует тот же прин-
цип, что и у максимальных токовых защит с независимой характеристикой -
наиболее удаленная от источника питания защита должна иметь' меньшую
выдержку времени срабатывания. С учетом того, что время срабатывания
максимальной токовой защиты с зависимой характеристикой времени сра-
батывания определяется величиной тока протекающего через защиту, согла-
сование следует производить при строго определенных значениях токов КЗ.
В качестве расчетной точки принимается начало следующего элемента.
Выдержки времени защит с зависимой характеристикой определяются по
условию селективности:
^с.зЗ~ +
Но поскольку время действия этих реле зависит от тока, необходимо за-
давать пределы тока, при которых это условие должно выполняться.
Пусть линии Win W2 оборудованы максимальными токовыми защитами
с зависимой характеристикой и требуется выбрать характеристику защиты
линии WI (МТЗГ) (рис.21) и согласовать ее с характеристикой защиты ли-
нии W2 (МТ32), которая известна.
характеристикой
Защита линии W1 должна иметь время срабатывания на ступень селек-
тивности больше защиты линии W2 при всех КЗ в пределах совместного
действия МТ31 и МТ32, то есть на линии W2. Если при КЗ в точке К1 (нача-
36
ло линии W2) ток, проходящий через защиты равен 1кз^кцтах, то при всех
КЗ за точкой К1, то есть в зоне работы защиты МТ32 токи будут меньше.
Следовательно, если выполнить условие селективности в точке KI, то защи-
та МТ31 будет действовать селективно и при КЗ в других точках W2.
Порядок выбора зависимых характеристик:
1.	Строится исходная характеристика защиты МТ32 t=f(I) (рис.22);
2.	Определяется максимальное значение тока КЗ 2кз(к1)тах приповреж-
3.	Пользуясь заданной характеристикой запщты МТ32, находят ее вы-
держку при токе /ю(к1)тах;
4.	По условию селективности выбирается время срабатывания зашиты
МТ31 при КЗ в точке К1:
t2 > + Аг.
5.	По точке с координатами (A3p-i)max > строят характеристику защиты
МТ31.
2.1.1.4.	Общая оценка и область применения максимальных токовых
защит
Достоинствами максимальных токовых защит являются: простота, на-
дежность, небольшая стоимость.
Недостатки максимальных токовых защит:
-	большие выдержки времени, особенно вблизи источников питания, в то
время как именно вблизи шин станций по условию устойчивости необходи-
мо быстрое отключение КЗ;
-	недостаточная чувствительность при КЗ в разветвленных сетях с большим
числом параллельных цепей и значительными токами нагрузки;
-	селективность соблюдается, как правило, только в радиальных сетях с од-
носторонним питанием.
37
Максимальные токовые защиты получили наиболее широкое распростра-
нение в радиальных сетях всех напряжений. В сетях 10 кВ и ниже они явля-
ются основными защитами.
2.1.2.	Токовые отсечки
Отсечка является разновидностью токовой защиты, позволяющей обес-
печить быстрое отключение КЗ. Токовые отсечки подразделяются на отсеч-
ки мгновенного действия и отсечки с выдержкой времени (порядка
0,3-ь0,6 с).
2.1.2.1.	Мгновенная токовая отсечка
Селективность действия мгновенных токовых отсечек достигается огра-
ничением их зоны работы так, чтобы они не действовали при КЗ на смеж-
ных участках сети, защита которых имеет равную или большую выдержку
времени. Для этого ток срабатывания отсечки должен быть больше макси-
мального тока КЗ, проходящего через защиту при повреждении в конце вы-
бранной зоны действия.
К1
Рис. 23. Определение защищаемой зоны токовой отсечки
Выбор тока срабатывания токовой отсечки ТО1 производится из условия
несрабатывания при КЗ в точке КГ.
с.з t',omc хз(к1)тах’
38
где котс~ 1,24-1,3 - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность
в расчете тока КЗ и погрешность в токе срабатывания реле; ^1(к1)тах ~ мак"
симальиое значение тока КЗ в точке К1.
Зона действия токовой отсечки определяется графически. Обычно стро-
ятся кривые тока КЗ IK3 - (рис. 23) для минимального и максимального
режимов.
Зона действия отсечки зависит от крутизны кривой спада тока по длине
линии. Чем больше различаются токи КЗ в начале и конце линии, тем боль-
ше получается зона, охватываемая отсечкой.
Согласно ПУЭ рекомендуется применять токовую отсечку, если ее зона
действия ( £mjn ) охватывает не меньше 20% защищаемой линии.
При схеме работы линии блоком с трансформатором (рис.24) отсечку от-
страивают от тока КЗ за трансформатором в точке К1. В этом случае отсечка
защищает всю линию и оказывается весьма эффективной.
К1
Рис.24.Применение токовой отсечки’для защиты блока
линия-трансформатор
в
Токовые отсечки могут использоваться на линиях с двухсторонним пита-
нием. В этом случае отсечки устанавливаются с обеих сторон защищаемой
линии (защиты ТО1 и ТО2 рис. 25). Кривые 1 и 2 показывают изменение
39
максимальных токов КЗ от источников А и Б соответственно при перемеще-
нии точки КЗ вдоль защищаемой линии. Токи срабатывания отсечек должны
быть выбраны таким образом, чтобы при внешних КЗ (точки К1 и К2) защи-
ты не действовали.
Рис.25. Применение токовой отсечки в сети с двусторонним питанием
Время действия токовой отсечки tc э= 0,04-Н),06 с.
Отстройка от большего из двух значений токов ^(K1)max и 4л>2)тах яв’
ляется первым условием выбора параметров срабатывания защиты:
7	=7	./(3)
2с.з1 лс.з2 отс 1кз.вн.тах.’
гда	М-1,3 ; igkmax- больший ИЗ ДВУХ ТОКОВ /^к1)тах И
/3)
кз(к2)тах'
В эксплуатации возможны случаи качаний генераторов источника А от-
носительно генераторов источника Б и выхода их из синхронизма. При этом
по линии W могут протекать большие уравнительные токи. Отсечки в этом
случае не должны действовать:
I сз\ ~ ?сз2 " komcl ' lyp.max. ’
40
где Iyp max - максимальный уравнительный ток, при смещении векторов
эквивалентных ЭДС Елм Ее на угол тс.
Принимая Еа=Е}г-Е, ток />рт<1х можно определить по выражению:
•^уд.тах ~ 2. • £  Х]А +	 (. + Х|5j,
где х14 и х}Б - сопротивления прямых последовательностей систем А и
Б;л'- удельное сопротивление линии W.
Ток срабатывания выбирается большим из значений полученных по двум
условиям.
Для защиты всей линии с минимальным временем действия, применяется
токовая отсечка с выдержкой времени.
2.1.2.2.	Мгновенная токовая отсечка
Зона действия токовой отсечки с выдержкой времени ТОВ1 согласуется с
зоной и временем мгновенной отсечки ТО2 (рис.26) исходя из требования
обеспечения селективности. Для выполнения этого время действия отсечки
TOBI (tTOBX) выбирается на ступень А? больше времени срабатывания от-
сечки ТО2 {tTo2)'
hoB\~ *ТО2 + ^'
Ступень селективности А?= 0,3-тО,6 с, поэтому выдержка времени отсеч-
ки ТОВ1 не превышает 0,6 с.
2.1.2.3.	Выбор тока срабатывания токовой отсечки с выдержкой
времени
Тока срабатывания токовой отсечки с выдержкой времени выбирается по
условию:
^с.зСГОВХ ~ ^отс2 ' ^с.зТО2 >
где котс2~ 1,05-5-1,1; ICt3xo2 ~ ток срабатывания токовой отсечки ТО2
(рис. 26).
При таком выборе тока срабатывания защиты ТОВ1 в зону ее действия
входит участок линии W1 - (Ятов\~ ^ТОх)- Кроме того, она обеспечивает
дальнее резервирование в случае отказа отсечки ТО 2 при КЗ в начале линии
W2 и ближнее резервирование в случае отказа защиты ТО1 на участке £TOi.
Защищаемая зона токовой отсечки с выдержкой времени определяется
графически (рис.27).
41
Рис.26. К определению тока срабатывания токовой отсечки с выдержкой
времени
Минимальная длина зоны £тов должна быть не менее 40% длины линии.
Достоинствами токовых отсечек являются: простота, экономичность и
быстродействие.
Недостатками токовых отсечек являются: неполный охват зоной действия
защищаемой линии и непостоянство зоны действия под влиянием сопротив-
ления в месте повреждения.
2.1.3	Общая оценка токовых защит
Токовые отсечки без выдержки и с выдержкой времени и максимальная
токовая защита образуют первую, вторую и третью ступени трехступенча-
той токовой защиты. Вместе с тем каждая из них может использоваться и
как отдельная защита.
42
Рис.27. Определение защищаемой зоны токовой отсечки с выдержкой
времени
Основными достоинствами токовых отсечек без выдержки времени яв-
ляются: селективное действие и в сетях сложной конфигурации с любым
числом источников питания; быстрое отключение наиболее тяжелых КЗ,
возникающих вблизи шин станций и подстанций; простота схемы. Основ-
ными недостатками являются: защита только части длины линии; зависи-
мость защищаемой зоны от режима работы системы и переходного сопро-
тивления в месте КЗ. В связи с указанным токовые отсечки без выдержки
времени как отдельные защиты применяются в виде дополнительных защит,
предназначенных для сокращения времени отключения наиболее тяжелых
повреждений. При этом защищаемая зона должна быть не менее 15-20%
длины линии. -	—
Токовая отсечка с выдержкой времени имеет сравнительно небольшое
время срабатывания, способна осуществлять дальнее и ближнее резервиро-
вание, селективна в сетях с двухсторонним питанием. Однако в ряде случаев
чувствительность ее оказывается недостаточной.
Максимальная токовая защита обеспечивает отключение повреждения
только в радиальных сетях с односторонним питанием. При этом в связи с
выбором выдержек времени по ступенчатому принципу могут быть недо-
пустимо большие времена отключения повреждений вблизи источников пи-
тания. Требуемая чувствительность защиты обеспечивается не всегда, осо-
бенно при дальнем резервировании. Вместе с тем максимальная токовая за-
щита сравнительно проста и достаточно надежна. Несмотря на отмеченные
43
недостатки, она широко применяется в радиальных сетях всех напряжений с
одним источником питания; в системах электроснабжения 10 кВ и ниже она
является основной защитой.
Максимальная токовая защита обычно объединяется с токовыми отсеч-
ками, образуя вместе с ними защиту со ступенчатой характеристикой вы-
держки времени. Такая защита дает возможность, особенно при наличии
устройства автоматического повторного включения, сравнительно быстро
отключать повреждения в любой точке сети и во многих случаях отказаться
от более сложных защит. Однако следует иметь в виду, что в целом токовые
защиты со ступенчатой характеристикой выдержки времени обеспечивают
селективное действие только в сетях с односторонним питанием. При этом
чувствительность в ряде случаев оказывается недостаточной- Уменьшить
ток срабатывания и тем самым повысить ее чувствительность можно либо
применением комбинированного измерительного органа (реле тока и реле
напряжения), либо введением в схему различных блокировок, предотвра-
щающих излишние срабатывания защиты.
2.1.4.	Комбинированная отсечка по току и напряжению
Токовые отсечки часто не обладают достаточной чувствительностью. По-
вышение чувствительности защит может быть достигнуто применением
комбинированной отсечки по току и напряжению.
Комбинированная отсечка по току и напряжению представляет собой за-
щиту, селективность действия которой при КЗ вне защищаемой зоны дости-
гается комбинированной отстройкой по току и напряжению (для отсечки с
выдержкой времени также и по времени срабатывания).
2.1.4.1 Выбор параметров срабатывания защиты
Ток срабатывания защиты определяют исходя из требования достаточной
чувствительности защиты при минимальном значении тока двухфазного КЗ
в конце защищаемой линии	(точка К2, рис.28):
/(2)
,	 кз(к2)т1п
,
где кчХ - требуемый коэффициент чувствительности по току.
Для предотвращения неправильного действия защиты при нарушении
цепей напряжения ток срабатывания защиты должен быть отстроен от мак-
симального рабочего тока Ipag.max:
z _ к°тс ' раб- max
Окончательно ток срабатывания выбирают по большему из двух значе-
ний.
Обычно расчетным является первое выражение, при этом не исключена
возможность срабатывания реле тока защиты при КЗ за трансформатором,
то есть вне защищаемой зоны.
Для исключения неселективной работы защиты в целом при внешних КЗ
напряжение срабатывания защиты Uc 3 выбирается меньшим остаточного
напряжения в месте включения защиты (на шинах А) при трехфазном
КЗ за трансформатором (точка К Гу.
45
где котс = 1,2; xw и хТ - сопротивления линии и трансформатора.
Такой выбор напряжения срабатывания исключает возможность срабаты-
вания защиты при любых токах повреждения, проходящих по линии при
внешних КЗ.
Вторым условием выбора напряжения срабатывания защиты является от-
стройка его от минимального рабочего напряжения по условию:
»
^с.з ~ Uраб. min ’ ^отс К	ном •
Принимается меньшее значение UC 3.
При КЗ в конце защищаемой линии (точка К2) защита должна обладать
достаточной чувствительностью по напряжению. Допускается минималь-
ный коэффициент чувствительности:
ТТ
k „ =__— = 14 15
U ост. max 2
Для токовой отсечки с выдержкой времени расчет параметров произво-
дится аналогично.
Рис.29. Схема комбинированной отсечки по току и напряжению
46
2.2.	Токовые направленные защиты
Применяются в кольцевых сетях и сетях с двухсторонним питанием, где с
помощью простых токовых реле не всегда можно обеспечить селективность
действия.
2.2.1.	Максимальная токовая направленна» защита
В кольцевых сетях и сетях с двухсторонним питанием с помощью про-
стой МТЗ нс удается обеспечить селективность действия.
Так например, при КЗ в точке KI (рис.ЗО) время срабатывания защиты 3
должно быть больше времени срабатывания защиты 2:
^с.зЗ^^с.32 
При КЗ в точке К2 время срабатывания защиты 2 должно быть больше
времени срабатывания защиты 3:
1с.з2> ^с.зЗ'
Условия исключают друг друга.
Рис.30. Использование максимальной токовой направленной защиты в
кольцевой сети
Для обеспечения селективной работы максимальной токовой защиты в
сетях с двухсторонним питанием и кольцевых сетях в нее вводят орган,
фиксирующий направление мощности и разрешающий защите срабатывать
только при направлении мощности от шин в линию, реле направления мощ-
ности KW.
Все защиты сети разбиваются на две группы в зависимости от направле-
ния мощности (рис.31). Первая группа - защиты 1, 3, 5. Вторая группа - за-
щиты 2, 4, 6.
47
Рис. 31. Выбор выдержек времени срабатывания у направленной
максимальной токовой защиты
Выдержка времени для каждой группы защит выбирается как для ради-
альной сети. Первая группа защит питается только от источника Е; (исклю-
чена Ег).
Вторая группа защит питается только от источника Е2 (исключена Et). Та-
кой выбор выдержек времени называется встречно-ступенчатым.
Выбор тока срабатывания производится по трем условиям:
1)	Защита не должна срабатывать при максимально возможном рабочем
токе:
Д • к
Г _ И 3 , г
Jc.3 ,	раб. max'
где кн~ коэффициент надежности; к3 - коэффициент самозапуска; кв -
коэффициент возврата; Iраб тах - максимальный рабочий ток, протекающий
через защиту в направлении ее срабатывания.
2)	Защита не должна срабатывать от номинального тока протекающего
через нее в направлении противоположном срабатыванию:
к
I ^-'‘-1
С.З -I НОМ ’
кв
где 1НОМ - ток, протекающий через защиту в направлении противополож-
ном срабатыванию.
Это условие предотвращает ложную работу реле направления мощности
при обрыве цепей напряжения.
3)	Данное условие исключает неселективную работу защиты в кольцевой
сети.
При КЗ в точке КЗ (рис. 30) возможно надежное срабатывание только за-
щиты 6, гак как ток, протекающий через защиту 5 мал. Если для выбора то-
ка срабатывания защит 5 и 3 определяющим будет условие 2, то ток сраба-
48
тывания защиты 3, находящейся близко к точке потокораздела, будет
меньше тока срабатывания защиты 5:
I ,< 7
с.зЗ
При несрабатывании защиты 5 защита 3 срабатывает и отключает свой
участок неселективно. Чтобы это исключить вводят третье условие.
Чем ближе расположена защита к источнику питания, при котором опа
работает, тем она имеет больший ток срабатывания;
I > г > 1
2с.з6 2с.з4 хс.з2’
^с.э\ > ^с.зЗ ' 1с.з5 ’
Если это условие выполнено, то КЗ в рассматриваемом случае будет от-
ключено защитой 5 после того, как сработает защита 6 и отключит свой вы-
ключатель, так как в этом случае меняется потокораспределение в схеме.
Для тока КЗ остается один путь. Он течет через защиту 5. Такое действие
защиты называют каскадным или поочередным.
Реле направления мощности должны включаться, таким образом, чтобы
сочетание токов и напряжений, подводимых к реле, обеспечивало срабаты-
вание при различных видах КЗ на защищаемом элементе. В схемах токовых
направленных защит используется так называемая 90-градусная схема. На-
звание схемы носит условный характер и определяется углом между на-
пряжением Up и опережающим его током 1р, подведенным к одному и тому
же реле.
Рис.32. Схема максимальной токовой направленной защиты
Оперативные цепи
КН1.1
Схемы
——|сигналИ‘
зации
Цепи сигнализации
YAT
Цепи управления выключателем
49
В 90-градусной схеме включения обычно применяют реле смешанного
типа с углом а=чг/4. В этом случае реле четко срабатывает при всех видах
КЗ при включении на ток поврежденной фазы; может сработать неправиль-
но при двухфазных и однофазных КЗ на землю; может иметь мертвую зону
только при трехфазных КЗ.
2.2.2.	Токовые направленные отсечки
У токовой направленной защиты первая ступень может быть ненаправ-
ленной, так как она селективна в сети любой конфигурации. Необходимость
в органе направления мощности появляется, если требуется повысить чувст-
вительность токовой отсечки. Например, направленной целесообразно вы-
полнить отсечку ТО1 (рисунок 25), при этом с КЗ в точке К2 можно.не счи-
таться и ток срабатывания токовой направленной отсечки 1	отстро-
ить от максимального тока внешнего КЗ ^к1)гпах < Таким образом, на линии
с двухсторонним питанием направленной может быть только одна из токо-
вых отсечек.
Рис.33
Условия выбора параметров направленной токовой отсечки с выдержкой
времени такие же, как условия выбора параметров токовой отсечки с вы-
держкой времени ненаправленных токовых защит. Это значит, направлен-
ная токовая отсечка с выдержкой времени защиты А1 должна быть отстрое-
на по времени от направленных токовых отсечек защит В1 и В2, а ее ток
срабатывания должен быть выбран по большему из их токов срабатывания:
{1с.з.НТОВ.А\ - ^omc'^p.W 'Ц.з.НТО.В\
1с.з.Ш'ОВ.А\ - ^отс ' ^р.Т ' ^КТ
50
где kpW и крТ - коэффициенты токорас пре деления, показывающие
уменьшение тока в месте установки защиты А1 по сравнению с токами
протекающими при повреждениях на смежных элементах и
7(3)
ь — К3
KpW (3)	’
1K3W
1кз.Т
Токи и 1^т больше тока за счет подпитки от генератора G2.
2.2.3.	Краткая оценка токовых направленных защит
Принцип действия токовых направленных защит прост и надежен и по-
зволяет обеспечить селективную защиту сетей с двухсторонним питанием.
Сочетание токовых направленных отсечек с направленной максимальной
токовой защитой дает возможность получить защиту, во многих случаях
обеспечивающую достаточную быстроту отключения КЗ, чувствительность
и надежность.
Недостатки токовых направленных защит:
-	большие выдержки времени, особенно вблизи источников питания;
-	недостаточная чувствительность в сетях с большими нагрузками и не-
большими относительно их кратностями тока КЗ;
-	имеют мертвую зону при трехфазных КЗ;
-	возможность неправильного выбора направления при нарушении цепи
напряжения, питающей реле направления мощности.
Максимальная направленная токовая защита широко применяется в каче-
стве основной защиты сетей напряжением до 35 кВ с двухсторонним пита-
нием.
В сетях 110 и 220 кВ направленная токовая защита применяется в основ-
ном как резервная.
23. Дистанционная защита
Дистанционными принято называть защиты, принцип действия которых
основан на измерении расстояния от места установки защиты до точки КЗ.
Необходимость дистанционных защит вызвана тем, что токовые защиты
(направленные и ненаправленные) обладают следующими недостатками:
-	большие выдержки времени;
-	в ряде случаев недостаточная чувствительность;
51
-	невозможность выполнения на их основе селективных защит в некото-
рых кольцевых схемах.
Все эти недостатки ограничивают их применение. Параметр их срабаты-
вания - фазный ток зависит от режима работы системы и поэтому не всегда
определяет действительное положение защищаемого объекта..
В дистанционных защитах информация о наличии или отсутствии повре-
ждения определяется соотношением напряжения и тока защищаемой линии
у = Z, то есть сопротивлением. В нормальном режиме работы это соотно-
шение велико, так как напряжение близко к номинальному и ток не превы-
шает максимальных рабочих значений. При КЗ на защищаемой линии на-
пряжение уменьшается, ток возрастает, сопротивление изменяется с двой-
ной скоростью:
где Z- сопротивление от места установки защиты до точки КЗ. На умень-
шение сопротивления срабатывает дистанционная защита.
Сопротивление до места КЗ зависит от расстояния (дистанции), поэтому
защиту и называют дистанционной. Сопротивление до точки КЗ не зависит
от режима работы сети.
Выпускаются дистанционные защиты со ступенчатыми характеристика-
ми выдержек времени, плавно-зависимой и комбинированной характеристи-
кой выдержек времени. Наибольшее распространение получила дистанци-
онная зашита со ступенчатой характеристикой.
Оперативные цепи
Рис.34 Схема трехступенчатой дистанционной защиты
На рис. 34 приведена схема трехступенчатой защиты, которая включает
следующие органы:
1.	Пусковой орган. Предназначен для выявления наличия повреждения.
На схеме его функции выполняет реле тока КА.
52
2.	Дистанционный орган. Устанавливает удаленность повреждения от
места установки защиты. В соответствии с этим выбирается выдержка вре-
мени. На схеме это реле сопротивления KZlvi KZ2 .
3.	Орган направления мощности разрешает работать защите при на-
правлении мощности от шин в линию. Функции органа направления мощно-
сти в данной защите выполняет реле мощности KW. Эти функции может
выполнять реле сопротивления, если оно обладает направленностью дейст-
вия.
4.	Орган времени служит для создания выдержек времени, необходимых
для обеспечения селективности действия защит. Выполняется на реле вре-
мени КТ2 и КТЗ.
5.	Орган блокировок (реле КВ). Защита ложно работает при наличии в
сети качаний и при обрыве цепей напряжения. Поэтому защита дополняется
блокировками'
а)	блокировкой при выходе из строя трансформатора напряжения;
б)	блокировкой выводящей защиту из действия при наличии качаний.
2.3.1.	Выбор параметров срабатывания
4
I ступень защиты включает пусковое реле КА, реле направления мощ-
ности KIV и промежуточное реле, реле сопротивления KZ. Сопротивление
срабатывания первой ступени выбирается по условию:
zl3=0,85-Zw
где Zw - сопротивление фазы защищаемой линии.
Охват первой ступенью защиты всей линии W невозможен в связи с не-
точностью задания сопротивления линии, неточностью установки реле и
другими погрешностями. Время действия I ступени выбирается минимально
допустимым, то есть отстраивается лишь от действия разрядников:
/с з/-0,08=0,1 с
П ступень защиты включает пусковое реле КА, реле направления мощ-
ности KW, реле времени КТ2, реле сопротивления KZ2, промежуточное реле
KL:
Z*3~l,25-Zw.
Время действия II ступени защиты:
^с.зН ~ ^с.з! +	=0,6 С.
Зона действия второй ступени защищает всю линию W и шины подстан-
ции.
При КЗ в зоне действия I ступени II ступень выполняет функции резерв-
ной защиты.
53
Рис.35. Зоны действия и выдержка времени срабатывания ступеней
дистанционной защиты
III ступень защиты: включает пусковое реле, реле направления мощно-
сти KW, реле времени КТЗ, промежуточное реле KL.
Если пусковое реле токовое, то третья ступень - это максимальная токо-
вая направленная защита. Ее параметры выбираются следующим образом.
Время срабатывания:
*с.зШ = lc.3N + Лг »
где tc 3N - время срабатывания максимальной токовой защита смежного
элемента; Д/ - ступень селективности.
Ток срабатывания:
т —	. т
1С-ЗШ l ‘1 раб.max’
Кв
где кн - коэффициентом надежности, к3 - коэффициент запуска, кв - ко-
эффициент возврата, 1раб тах - максимально возможный рабочий ток..
Если третья ступень выполняется на базе реле сопротивления, то ее па-
раметры выбираются следующим образом:
7	__________________
сзш~Л.т -к-к 3
раб. max в «
где Umin~ минимальное значение рабочего напряжения.
Основные достоинства дистанционной защиты:
-	селективна в сетях любой конфигурации;
54
-	обладает хорошей чувствительностью и быстродействием. До 85% за-
щищаемой линии отключает без выдержки времени.
2.4. Защита от замыканий на землю
2.4.1 Защита от замыканий на землю в сетях с изолированной и
эффективно-заземленными нейтралями
Замыкание одной фазы на землю в сети с незаземленной или резонансно-
заземленной нейтралью не сопровождается протеканием больших токов.
Такой режим работы сети не является нормальным, но допускается в тече-
нии двух часов, то есть не требует немедленного отключения поврежденно-
го участка. Основная задача релейной защиты в этом случае состоит в опре-
делении момента возникновения повреждения и определении поврежденной
фазы.
В течении двух часов после возникновения повреждения (однофазного
замыкания на землю) оно должно быть устранено. Если это невозможно, то
линию разгружают, а потребителей переводят на другой источник питания.
В месте замыкания на землю протекает емкостной ток, величина которо-
го зависит от протяженности и разветвленности сети.
Отыскание места замыкания на землю производится с помощью общих
или индивидуальных устройств сигнализации. Общая сигнализация при за-
мыканиях на землю выполняется одним из способов, показанных на рис.36.
Наиболее простым способом является включение трех вольтметров PV на
фазные напряжения (рис.Зба). Такие устройства, называемые контролем
изоляции, имеются на каждой электростанции и подстанции. Нормально
вольтметры показывают равные по значению фазные напряжения. При глу-
хом (металлическом) замыкании на землю одной из фаз напряжение этой
фазы относительно земли станет равным нулю, а напряжения двух других
фаз возрастут и станут равными междуфазному. Соответственно этому из-
менятся показания вольтметров. Если замыкание на землю будет не глухим,
а через переходное сопротивление, то напряжение поврежденной фазы по-
низится, а неповрежденных фаз повысится в меньшей степени, чем в первом
случае, что также отразится на показаниях вольтметров. Таким образом, из-
менение показаний вольтметров сигнализирует о возникновении замыкания
на землю и указывает поврежденную фазу.
Иногда для получения звукового сигнала в провод, соединяющий нуле-
вую точку вольтметров с нулевым проводом от трансформатора напряжения
TV, включается указательное реле. Нормально, когда сумма фазных напря-
жений равна нулю, реле не работает. При замыканиях па землю напряжение
нулевой точки вольтметров становится равным сумме фазных напряжений
55
неповрежденных фаз. Под влиянием этого напряжения реле КН срабатывает
и подает сигнал.
а)	б)	с)
Рис.36. Устройства общей сигнализации при замыканиях на землю
Устройство по схеме рис.366 состоит из трех реле минимального напря-
жения KV. При замыкании на землю реле, включенное на напряжение по-
врежденной фазы, срабатывает и подает сигнал. Поврежденная фаза опреде-
ляется по выпавшим флажкам указательных реле КН (на рис.36 не показа-
но).
Устройство по схеме рис.Збв состоит из реле напряжения KV, включен-
ного на специальную обмотку трансформатора напряжения TV, соединен-
ную по схеме фильтра напряжения нулевой последовательности. При воз-
никновении замыкания на землю на специальной, обмотке появляется на-
пряжение, реле KV срабатывает и подает общий сигнал. По получении об-
щего сигнала отыскание поврежденной линии производится поочередным
кратковременным отключением и обратным включением линий, питающих-
ся от шин подстанции. Поврежденная линия определяется по исчезновению
сигнала «земля» в момент отключения линии. Такой способ применяется в
основном на небольших подстанциях и при неразветвленной сети.
На электростанциях и подстанциях с большим количеством линий и при
разветвленной сети такой способ не обеспечивает достаточно быстрого оты-
56
екания поврежденной линии. Поэтому кроме контроля изоляции устанавли-
вается на каждой линии устанавливается селективная защита от замыканий
на землю.
Рис.37. Прохождение токов замыкания на землю в сети с изолированной
нейтралью
Так как линия является элементом сети с распределенными параметрами,
то токи нулевой последовательности в различных точках сети различны
(рис. 37).
Наибольшие токи поврежденной линии протекают в голове, линии. В по-
врежденной линии течет суммарный ток, обусловленный емкостью всей се-
ти. Направление тока у неповрежденных линий к шинам, у поврежденной от
шин подстанции. Поэтому в сетях с малым током замыкания на землю мож-
но создать защиту, реагирующую как некоторую тока, так и на его направ-
ление.
Широкое распространение получила защита, реагирующая на абсолют-
ную величину суммарного емкостного тока (рис. 38).
Величина тока замыкания на землю в сети 6-35 кВ порядка 6-20 А. Это в
десятки раз меньше номинального тока измерительного трансформатора.
Поэтому обычные трансформаторы тока для защит от замыканий на землю
непригодны. Используются специальные трансформаторы нулевой последо-
вательности TAZ (рис. 39) состоящие из тороидального сердечника, на ко-
57
торый намотана вторичная обмотка. Первичной обмоткой является кабель
или кабельная вставка на воздушной линии.
Рис.38. Схема защиты реагирующей на суммарный емкостный ток
Рис.39. Конструкция трансформатора тока нулевой последовательности
В нормальном режиме работы сумма потоков фаз равна нулю.
= ФА + Фв + Фс.
При возникновении замыкания на землю суммарный магнитный поток
равен сумме нескомпенсирсванных потоков нулевой последовательности:
Ф,=З.Ф0.
Этот поток наводит во вторичной обмотке э.д.с., под действием которой в
обмотке реле КА протекает ток, приводящий к срабатыванию защиты.
При замыкании в сети на землю токи повреждения могут замыкаться как
через землю, так и по проводящей оболочке кабеля, в том числе и неповре-
жденного, что может вызвать неправильное действие защиты. Поэтому во-
ронку и кабель на участке от трансформатора нулевой последовательности
до воронки изолируют от земли, а заземляющий провод присоединяют к во-
ронке кабеля и пропускают через отверстие магнитопровода трансформато-
ра нулевой последовательности в направлении кабеля. При таком исполне-
нии цепей защиты токи, проходящие по броне и проводящей оболочке кабе-
ля, компенсируются токами, возвращающимися по заземляющему проводу.
58
Рис.40. Схема установки трансформатора на кабеле
Чувствительность защиты характеризуется минимальным первичным то-
ком замыкания на землю. При использовании электромагнитного реле с
трансформаторами тока нулевой последовательности можно выполнить за-
щиту, действующую при минимальном первичном токе замыкания на землю
h =5 А, поэтому эту защиту нельзя применять, например, на линиях торфо-
разработок.
Условия выбора тока срабатывания защиты:
^С.З ~	' Iиб3
^с.з ~ кн ' кбр ' k"LC ’
где ки =1,1; к6р - коэффициент, учитывающий бросок тока в первый мо-
мент времени после возникновения замыкания на землю; кбр- 4...5, при
tc3- О» кбр = 2...3, при ф3>0; /£С - суммарный емкостной ток, протекаю-
щий через данную защиту при замыкании на землю на соседнем присоеди-
нении; 1нб - ток небаланса.
Из двух условий второе является расчетным. Если оно выполняется, то
выполняется и первое.
Чувствительность защиты оценивается коэффициентом чувствительно-
сти:
к -3’V ’
/ *с.з
где З-Io — емкостной ток, протекающий через защиту при повреждении на
данной линии.
Допускаются следующие значения: £ч>1,25 для кабельных линий; Ач2:1,5
для воздушных линий.
59
Лучшие результаты обеспечиваются если защита будет направленной.
Реле мощности подключается к кабельному трансформатору тока и к об-
мотке трансформатора напряжения, соединенной по схеме разомкнутого
треугольника. При этом включение производится так, чтобы реле действо-
вало на замыкание контактов, когда ток замыкания на землю проходит в на-
правлении от шин подстанции в линию, что имеет место только на повреж-
денной линии. На неповрежденных линиях ток замыкания на землю направ-
лен к шинам подстанции, поэтому защита на неповрежденных линиях рабо-
тать не будет. Благодаря направленности действия защита этого типа не
требует отстройки от собственного емкостного тока линий и поэтому, как
правило, обеспечивает необходимую чувствительность.
В схемах защиты используются специальные реле мощности, которые
имеют значительно меньшее потребление, чем индукционные реле мощно-
сти. Защита может применяться в некомпенсированных или не полностью
компенсированных сетях. В перекомпенсированных сетях она применяться
не может, так как ток замыкания на землю в таких сетях имеет одинаковое
направление в поврежденной и неповрежденных линиях.
Данная защита оказывается чувствительной при емкостном токе 1с > 5 А.
Если нейтраль трансформатора заземлена через дугогасящий реактор, то ем-
костной ток будет скомпенсирован индуктивным. Защита работать не будет.
В таких случаях используются защиты, реагирующие на емкостные
токи переходного процесса и защиты, реагирующая на некомпенсиро-
ванные токи высших гармоник.
Пробой изоляции фазы обычно происходит в момент, когда амплитуда
фазного напряжения максимальна. В первый момент времени емкость по-
врежденной фазы разряжается на землю. Фазное напряжение уменьшается
до нуля. По линии текут емкостные токи. В следующий момент времени ем-
кости здоровых фаз заряжаются и их напряжение возрастает до линейного.
По здоровым фазам текут волны емкостных зарядных токов, в несколько раз
превышающих величину емкостного тока установившегося процесса. Ин-
дуктивный ток катушки отстает от емкостного и в течении нескольких мик-
росекунд он остается нескомпенсированным.
В защитах, реагирующие на емкостные токи переходного процесса при-
меняются специальные быстродействующие реле,'реагирующие на пере-
ходный процесс неповрежденной фазы.
В сети имеется большое количество источников высших гармоник. Их
источниками являются генераторы, силовые трансформаторы, тиристорные
преобразователи и другой оборудование. При возникновении однофазного
замыкания на землю содержание высших гармонических в сети резко уве-
личивается, причем содержание высших гармонических в токе нулевой по-
следовательности поврежденной линии во много раз больше, чем в токе ну-
левой последовательности неповрежденных линий. Такой положение на-
60
блюдается как в сети с изолированной нейтралью, так и в сети с заземлен-
ной через дугогасящий реактор нейтралью. Дугогасящий реактор только
увеличивает содержание высших гармонических в токе нулевой последова-
тельности поврежденной линии. Поэтому для определения замыкания на
землю применяется защита, реагирующая на некомпенсированные токи
высших гармоник (рис. 41).
>* на сигнал
Рис.41. Схема защиты, реагирующей на некомпенсированные токи
высших гармоник
На рис.41 фильтр высших гармоник (ФВГ) пропускает только токи выс-
ших гармоник, повышая чувствительность защиты.
2.4.2. Защита от однофазных коротких замыканий на землю в сети с
заземленной нейтралью
Однофазное КЗ является опасным и наиболее часто встречающимся по-
вреждением, которое сопровождается большими токами, и требует немед-
ленного отключения поврежденного участка. Поэтому защиты от однофаз-
ных КЗ выполняются быстродействующими с высокой чувствительностью.
Для зашиты от однофазных коротких замыканий на землю в сети с зазем-
ленной нейтралью применяют ступенчатую токовой защиту нулевой по-
следовательности. По сравнению с защитами, включенными на полные
фазные токи, она может иметь меньшие выдержки времени и повышенную
чувствительность. Поэтому токовая защита нулевой последовательности на-
ходит широкое применение в сетях с глухозаземленными нейтралями в ка-
честве защиты от КЗ на землю. Схема защиты приведена на рис. 42.
Пусковые органы защиты нулевой последовательности включаются на
выход фильтра токов нулевой последовательности. В рабочих режимах и
при КЗ без земли ток нулевой последовательности не протекает. Поэтому
защита реагирует только на замыкания на землю.
I ступень защиты - токовая отсечка нулевой последовательности без
выдержки времени. Ток срабатывания Гсз выбирается по условиям от-
стройки от максимального значения периодической составляющей утроен-
61
ного начального тока нулевой последовательности 3 - тах, проходящего
в месте установки защиты при КЗ на землю (К(,) и К(и)) на шинах приемной
подстанции Б (точка К*”’).
г -ъ
лс.з отс J х0.(?н.тах>
где котс- коэффициент отстройки; принимается равным 1,3 при исполь-
зовании реле РТ-40.
Рис. 42. Схема трехступенчатой защиты нулевой последовательности
Рис.43. Определение защищаемой зоны токовых отсечек
Преимущества токовой отсечки нулевой последовательности перед токо-
вой отсечкой, включенной на полные токи фаз, заключается в ее большей
защитоспособности. Это связано с тем, что ток нулевой последовательности
62
3 •	(рис.43, кривая 2) при перемещении точки КЗ вдоль линии изменяет-
ся более резко, чем ток трехфазного КЗ (рис.43, кривая 1) из-за неравен-
ства сопротивлений линии нулевой и прямой последовательностей (zoji>zi^).
II ступень защиты — токовая отсечка нулевой последовательности с вы-
держкой времени. При выборе параметров защиты 1^зЛ необходимо осуще-
ствлять отстройку от первой ступени защит нулевой последовательности
смежных элементов 1^3 2:
>к •
1 с.з. 1 ~ отс 1 с.з.2 »
где
Выдержки времени г/7 второй ступени обычно не превышают 0,5 с.
III ступень защиты - максимальная токовая защита нулевой последова-
тельности.
В нормальных режимах и при многофазных повреждениях в реле прохо-
дит только ток небаланса 1нб, ток срабатывания защиты можно выбирать
без учета рабочих токов по условию:
г —к 1
1с.з ~	' 1нб.тах’
где ки~ коэффициент надежности; =1,3... 1,5; Лоллах" максимальный
ток небаланса:
к -( Е Y Л3)
оди I iqq I х К.ви. max
^нб.тах	7	’
к1
где тах - действующее значение установившегося тока внешнего
трехфазного КЗ при повреждении в начале следующего участка.
Ток установившегося режима КЗ принимается потому, что защита дейст-
вует с выдержкой времени, достаточной для затухания апериодической со-
ставляющей.
Выдержка времени срабатывания максимальной токовой защиты нулевой
последовательности выбирается по аналогии с выдержкой времени сра-
батывания максимальной токовой защиты от между фазных коротких замы-
каний.
Достоинства защиты: простота, надежность и экономичность. Основной
недостаток - без выдержки времени защищается лишь часть линии.
Защита применяется в качестве основной в сетях напряжением 110-220
кВ, а в качестве резервной - на более высоких напряжениях.
63
2.5. Защиты ЛЭП с абсолютной селективностью
Защиты ЛЭП с абсолютной селективностью позволяют отключить без
выдержки времени поврежденный участок линии. К ним относят дифферен-
циальные и высокочастотные защиты.
2.5.1. Дифференциальные защиты ЛЭП
Дифференциальные защиты делятся на продольные и поперечные.
Продольные дифференциальные защиты могут применяться как на одно-
цепных, так и двухцепных линиях. Поперечные дифференциальные защиты
используются только на двухцепных (параллельных) линиях.
Дифференциальная защита может применяться в сетях с любым количе-
ством источников питания.
2.5.1 .^Продольная дифференциальная защита ЛЭП
Продольной дифференциапьной токовой затцитой называется защита, ос-
нованная на принципе сравнения амплитуд и фаз токов по концам защи-
щаемого элемента.
Наиболее широко распространена продольная дифференциальная защита
с циркулирующими токами (рис. 44).
Рис. 44. Схема поясняющая принцип действия продольной
дифференциальной защиты ЛЭП
Для выполнения защиты по концам защищаемой линии устанавливаются
однотипные трансформаторы тока. Вторичные обмотки трансформаторов
тока соединяются таким образом, чтобы при внешнем КЗ (точка КЗ) ток в
реле КА J был равен разности токов 1в[ - 1в2, которая приблизительно
64
равна нулю. При повреждении на защищаемой линии (точка К4) через реле
протекает сумма токов 7е1 -т 1в2, которая значительно больше нуля. Реле
срабатывает и отключает поврежденную линию.
Зона действия защиты располагается между трансформаторами тока.
Некоторое неравенство вторичных токов 1в} и /в2 (ток небаланса) при от-
сутствии повреждения на линии обусловлено наличием погрешностей у
трансформаторов тока, не идентичностью их кривых намагничивания
трансформаторов и неодинаковыми токами намагничивания. Ток небаланса
равен:
I -к . р . /<3)
^одн ° -1 гелем, max ’
где коди - коэффициент однотипности; s- погрешность трансформатора.
Ток срабатывания защиты:
1 ~k I -
ЛС.З ЛИ '
Чувствительность защиты оценивается коэффициентом чувствительности
при повреждении на линии:
у2 .
т	>2,
7СЗ
где - ток минимального двухфазного КЗ на защищаемой линии.
При возрастании первичного тока токи небаланса также возрастают.
Особенно большого значения ток небаланса достигает в период протекания
по трансформатору тока апериодической составляющей тока внешнего КЗ,
так как апериодическая составляющая производит сильное одностороннее
намагничивание железа трансформатора тока. В таких случаях, если не при-
нять специальных мер, то защита может оказаться малочувствительной.
Для повышения чувствительности применяют следующие меры:
1.	Введение небольшой выдержки времени zk ~ 0,2-ь0,4 с. За это время
происходит существенный спад апериодической составляющей. Чувстви-
тельность реле повышается в два раза, но теряется быстродействие.
2.	Последовательно с реле включают активное сопротивление, ограничи-
вающее ток небаланса.
3.	Использование реле с быстронасыщающимся трансформатором (реле
типа РНТ). Наличие БИТ позволяет отстроить работу реле от токов небалан-
са при внешних КЗ.
4.	Использование реле с торможением (реле типа ДЗТ). Ток срабатыва-
ния этих реле при внешних КЗ возрастает с увеличением тока в плечах диф-
ференциальной защиты за счет торможения, создаваемого этими токами.
В основе всех разработанных схем продольной дифференциальной защи-
ты линий лежат общие принципы:
65
1.	В продольной дифференциальной защите линий трансформаторы тока
находятся на значительном расстоянии друг от друга (по концам линии).
Соединительные провода между ними имеют сопротивление превышающее
допустимые нагрузки трансформаторов тока. Например, при длине £—10 км
сопротивление медного провода сечением SM,5 мм2 составляет 130 Ом, а
трансформаторы тока имеют допустимую нагрузку 0,5.. .2 Ом.
Для уменьшения нагрузки применяют промежуточные трансформаторы
TL/(рисунок 45), уменьшающие ток в соединительных проводах на коэффи-
циент трансформации пт, соответственно в пт раз уменьшается нагрузка на
трансформатор тока.
2.	Дифференциальная защита должна воздействовать на отключение вы-
ключателей на обоих концах линии одновременно. Поэтому устанавливают
два дифференциальных реле КА - по одному на каждом конце линии.
З.Если защита должна реагировать на все виды повреждений, то необ-
ходимо устанавливать по два трансформатора тока в каждой фазе. Тогда для
выполнения схемы требуется не менее четырех соединительных проводов и
шесть реле. Для сокращения числа реле и количества соединительных про-
водов защиты включают через фильтры симметричных составляющих или
суммирующие фильтры (F).
4.	Для исключения появления в цепях реле высоких напряжений, наво-
димых в жилах соединительных проводов токами КЗ, протекающими по за-
щищаемой линии, цепь соединительного провода отделяют от цепей реле с
помощью изолирующего трансформатора (77.2).
5.	Для избежания ложного действия защиты при обрыве соединительно-
го провода защиту снабжают устройством, контролирующим исправность
соединительного провода. Распространение получило устройство контроля,
основанное на наложении на рабочий переменный ток непрерывно цирку-
лирующего постоянного. Чтобы переменный ток не попадал в обмотку реле
контроля КВ, на его пути устанавливают конденсатор С. При обрыве соеди-
нительного провода цепь протекания постоянного тока прерывается и уст-
ройство контроля выводит защиту из действия.
С учетом всех этих принципов схема продольной дифференциальной
защиты имеет вид представленный на рис. 45.
Для предотвращения выведения защиты из работы при КЗ на защищае-
мой линии, когда напряжение на выходе выпрямительного устройства сни-
жается до нуля, предусматривается подпитка реле контроля КВ в течении 1-
3 с от емкости С
Достоинства продольной дифференциальной защиты: быстродействие,
высокая чувствительность, защищает целиком всю линию.
Недостатки защиты: не защищает шины подстанции, высокая стоимость.
Защита применяются для линий длиной не более 15 км.
66
KL
YAT
Рис. 45. Схема продольной дифференциальной защиты
2.5.1.2. Поперечная дифференциальная защита
Применяется на параллельных линиях, имеющих одинаковое сопротив-
ление. Работа защиты основана на сравнении по величине и по фазе токов,
протекающих по обеим линиям. Различают поперечные дифференциальные
защиты двух типов:
1. Дифференциальная токовая поперечная защита.
2. Направленная токовая дифференциальная защита.
Для защиты двух параллельных линий, присоединяемых к подстанции
через один общий выключатель, используется дифференциальная токовая
поперечная зашита. При одностороннем питании защита устанавливается
со стороны источника питания, при двухстороннем питании - с двух кон-
67
цов. Защита устанавливается только на линиях с одинаковым сопротивлени-
ем 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 (КА) включается на разность токов
двух линий.
В нормальном режиме работы и при внешнем КЗ (точка К2 рис.46) токи в
обеих линиях равны по величине и через защиту течет лишь небольшой ток
небаланса 1нб:
13	~12
При повреждении на одной из линий (точка К1 рис.46) равенство токов
нарушается вследствие нарушения баланса сопротивлений до точки КЗ:
/1»/2=>/3=/1-/2.
Если 13 >1СЗ, то защита срабатывает и отключает общий выключатель
обеих линий.
По своему принципу действия защита не реагирует на внешние КЗ, токи
нагрузки и качания. Поэтому ее выполняют без выдержки времени.
Ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от тока не-
баланса 1нб:
^с.з -1'нб+ Лб >
где Гиб - ток небаланса вызванный погрешностью трансформаторов тока;
Гн6 - ток небаланса обусловленный неравенством сопротивлений ли-
ний.
68
При повреждении вблизи приемной подстанции разница токов Ц — /2
становится меньше тока срабатывания защиты 1СЗ. Участок линии при КЗ в
пределах которого ток в защите недостаточен для ее срабатывания, называ-
ется мертвой зоной защиты.
Длина мертвой зоны:
1С31/
т ~ /1 ’
/ 1 к
где 1К - ток КЗ. Определяется при КЗ на шинах противоположной под-
станции.
Защиту считают эффективной, если мертвая зона не превосходит 10%
длины линии.
При отключении одной из линий вторая может быть немедленно отклю-
чена защитой. Чтобы этого не произошло, защита здоровой линии блокиру-
ется.
Достоинствами защит такого типа являются: простота конструкции и
быстрота действия.
Недостатки защиты:
-	может применяться лишь для линий с одинаковым сопротивлениям;
-	имеет мертвую зону;
-	не защищает шины приемной подстанции;
-	необходимость выведения из действия при КЗ на одной из линий.
Защита применяется на напряжении 35-220 кВ и требует установки до-
полнительной защиты, отключающей повреждение в мертвой зоне.
Для защиты параллельных линий, каждая из которых имеет отдельный
выключатель, применяется направленная токовая поперечная диффе-
ренциальная защита. К защите таких линий предъявляется требование -
отключать только ту из двух линий, которая повредилась. Для выполнения
этого требования защита дополняется реле направления мощности двухсто-
роннего действия или двумя реле направления мощности одностороннего
действия.
Токовые цепи защиты выполняются так же, как и у токовой поперечной
дифференциальной защиты. Токовые обмотки реле направления мощности
и реле тока соединяются последовательно и включаются параллельно вто-
ричным обмоткам трансформаторов тока на разность токов параллельных
линий.
Токовые реле выполняют функции пусковых реле защиты. Реле направ-
ления мощности служат для выявления поврежденной линии. Оно замыкает
один из контактов в зависимости от того, в какой линии протекает больший
ток, подготавливая цепь отключения выключателя поврежденной линии.
Комплекты защиты устанавливаются с обеих сторон параллельных ли-
ний.
69
Напряжение к реле KW подводится от трансформатора напряжения под-
станции. Оперативный ток к защите подается через блок-контакты SQ1 и
SQ3 выключателей линий W1 и W2. При отключении выключателя блок-
контакт размыкает оперативную цепь и автоматически выводит из действия
защиту. Такая блокировка необходима для правильной работы защиты в
следующих случаях:
а)	Если при КЗ на линии, например W2, выключатель Q3 отключится
раньше Q4, то реле мощности зашиты подстанции А под действием тока КЗ,
протекающего к месту повреждения по линии W1, разрешит защите под-
станции А неповрежденную линию W1. Такое неправильное действие защи-
ты предотвращается посредством блок-контактов, автоматически размы-
кающих-оперативную цепь защиты при отключении выключателя Q2.
б)	При отключении одной из линий защита превращается в мгновенную
направленную защиту и может отключить оставшуюся неповрежденную
линию. Она может неправильно работать при внешних КЗ и поэтому должна
выводиться из действия.
При равных величинах сопротивлений параллельных линий в нормаль-
ном режиме работы и в режиме внешнего короткого замыкания в точке К1
(зона срабатывания ограничена местами установки трансформаторов тока в
начале и конце параллельных линий) токи в линиях равны по величине и
совпадают по фазе (Рис,47). Токи в обмотках токовых реле равны нулю и
защита не работает. Это справедливо для обоих комплектов защиты, уста-
новленных по концам линий.
При возникновении повреждения на одной из защищаемых линий токо-
распределение в них нарушается (Рис.48). Токи короткого замыкания, теку-
щие по линиям к месту повреждения, распределяются обратно пропорцио-
нально сопротивлениям от шин передающей подстанции до места повреж-
дения. По поврежденной линии будет протекать больший ток, чем по непо-
врежденной. В токовом реле комплекта защиты, установленного у шин под-
.	w rA ^KW2~^KW\	_
станции А, протекает разность токов двух линии I = ----—» 0, а в
Р 7G
токовом реле комплекта защиты установленного у шин приемной подстан-
ции Б будет протекать ток I ~ -— ------— » 0. Защиты А и Б срабо-
р	&I
тают и отключат выключатели поврежденной линии.
70
Рис.47. Распределение токов в направленной поперечной дифференци-
альной защите при внешнем коротком замыкании (точка КГ)
Рис.48..Распределение токовв направленной.поперечной дифференциаль-
ной защите при повреждении на одной из линий (точка К1)
При повреждении на линии W2 вблизи шин подстанции Б по линиям бу-
дут протекать приблизительно равные и комплект защиты подстанции А
окажется нечувствительным, так как ток в обмотке токового реле этого ком-
плекта / =-------------» 0 , где IKWl »IKw2 . Комплект защиты подстан-
„	_	к к Л'1 ~ (-Лс ил)
ции Ь сраоотает, так как ток в обмотке токового реле I -—--------—
Р К1
будет достаточным для срабатывания и выключатель поврежденной линии
71
поврежденной линии W2 будет отключен. После этой коммутации ток 1К
станет значительно меньше по величине тока IKW2 Ux W2>:>^kwi) и ком~
плект защиты подстанции А окажется чувствителен к повреждению, так как
ТА lKW2~^KW\	с
I -.......—.......»	0, защита сработает и отключит выключатель повреж-
Р Kj
денной линии со стороны подстанции А. Такое последовательное срабаты-
вание комплектов защиты подстанций А и Б называется каскадным.
Для каждого комплекта защиты имеется зона каскадного действия, рас-
положенная вблизи шин противоположной подстанции по отношению к
месту его установки, при возникновении повреждения в которой ток в токо-
вом реле не достаточен для срабатывания защиты. Величина ее не должна
превышать четверти длины защищаемой линии.
При КЗ в мертвой зоне реле направления мощности может не подейство-
вать из-за недостаточной величины подводимого напряжения, то есть мерт-
вая зона по напряжению сохраняется.
Выбор параметров срабатывания
Производится по четырем условиям:
1)	Пусковое реле не должно действовать при внешнем КЗ. Д ля этого ток
срабатывания должен быть больше тока небаланса 1нб при при КЗ на шинах
противоположной подстанции:
С.3 ~ ^н^нб ’
где£н - коэффициент надежности, равен 1,5-2.
Ток небаланса обусловлен погрешностью трансформаторов тока Гыб и
неравенством сопротивлений линий Гнб:
Тг — k -1с - f  7^)
*нб одн а й *кз.вн »
где кодн- коэффициент однотипности трансформаторов тока; ка- коэф-
фициент учитывающий наличие апериодической составляющей в токе ко-
роткого замыкания; s- допустимая погрешность трансформаторов тока;
^кз.вн' максимальный ток внешнего трехфазного короткого замыкания;
г* - £1Z_E±_ . г(3)
-*нб ,	‘ю.ем’
z2+zi
где z( и z2-сопротивления параллельных линий.
^с.з ~	' (Jh6 Л/б) 
2)	Пусковое реле должно быть отстроено от суммарного тока нагрузки
'линий /„.may для предотвращения ложного действия защиты при отключе-
нии одной из линий с противоположной стороны в нормальном режиме. В
таких условиях по оставшейся в работе линии протекает весь ток нагрузки:
72
I > к • I
*с.з — и *я.шах •
3)	Пусковое реле должно быть отстроено от токов протекающих в непо-
врежденных фазах 1неп ф при двухфазных и однофазных КЗ. Для этой цели
/ — k . 7
Лс.з // ‘неп.ф'
Условие отстройки от тока /нек^при каскадном отключении замыкания
между двумя фазами является расчетным только для защиты, установленной
с питающей стороны на линиях с односторонним питанием. Для комплекта
защиты, установленного у шин приемной подстанции, ток срабатывания по
условию 3 не выбирается, так как при каскадном действии защиты линии,
когда второй работает защита приемного конца, ток 1неп ф направлен к ши-
нам (в нагрузку ) и нет опасности ложного срабатывания защиты, установ-
ленной на приемном конце.
4)	Пусковое реле должно надежно возвращаться при максимальной на-
грузке линий. При выборе тока срабатывания без учета возврата контакты
пускового реле могут остаться замкнутыми после отключения внешнего КЗ
(при работе одной линии). Если при этом под действием тока нагрузки сра-
ботает реле направления мощности, то цепь отключения от защиты будет
разомкнута только блок контактами отключенного выключателя. В момент
включения второго выключателя блок-контакт замкнется и защита подаст
импульс на отключение работаю щей линии.
Условие возврата обеспечивается, если:
7 = ь . г / ъ
1с.з	«. max ' пе •
Если условие 3 является определяющим при выборе тока срабатывания
защиты, то целесообразней комплектовать защиту от многофазных КЗ и вы-
водить из действия при КЗ на землю. При этом определяющим будет усло-
вие 2.
Чувстаительность защиты оценивается в зоне каскадного действия и в
точке равной чувствительности.
Длина зоны каскадного действия определяется выражением:
где 1К - ток в месте короткого замыкания при повреждении на границе
зоны каскадного действия; с некоторым приближением принимается рав-
ным току трехфазного короткого замыкания на шинах противоположной
подстанции; - длина линии.
Для параллельных линий без обходных связей при одинаковых токах
срабатывания обоих комплектов защит зона каскадного действия комплекта
от замыкания между фазами не должна превышать 30 % длины линии при
любых параметрах сети, если обеспечивается требуемая чувствительность
защиты (кч > 2) к повреждениям в середине линии при включенных выклю-
чателях с обеих сторон.
73
Оценить чувствительность защиты в режиме каскадного действия можно
по выражению:
— J 3 /1с 3 > 1,5 ,
где 13 - ток, протекающий через данный комплект защиты, при двухфаз-
ном коротком замыкании у шин противоположной подстанции и отключен-
ном выключателе, ближайшем к месту повреждения, в минимальном режи-
v3
ме работы сети (I =/(2)=2^../3)).
з кз "у кз
Определить положение точки равной чувствительности можно по сле-
дующему выражению:
1А
е =____-сз___f
рч 1А +1Б "
С.З С.3
где - расстояние до точки равной чувствительности от места установ-
ки комплекта защиты, расположенного вблизи подстанции А;	-
токи срабатывания комплектов защиты, расположенных, соответственно,
вблизи подстанций А и Б.
Чувствительность комплектов защит к повреждению в точке равной чув-
ствительности может быть оценена по выражению:
Б
1А
1А
*с.з
-»
Б
с.з
где 1А, IJ - токи в протекающие в защитах А и Б при металлическом за-
мыкании между двумя фазами в точке равной чувствительности в мини-
мальном режиме работы энергосистемы.
Недостатки направленной поперечной дифференциальной защиты:
-	действует правильно только для параллельных линий;
-	при КЗ в зоне каскадного действия имеет большое время срабатывания;
-	в случае применения проводов разных марок защита может оказаться не-
чувствительной;
-	требует установки дополнительной защиты для отключения КЗ в мертвой
зоне, а также заменяющей ее, когда в работе остается только одна из линий.
Достоинства защиты:
-	быстродействие;
—	защищает целиком всю линию;
—	хорошая чувствительность;
-	простота, экономичность.
Применяется в распределительных сетях напряжением 35-110 кВ.
74
2.5.2. Высокочастотные защиты ЛЭП
На линиях электропередачи напряжением 110 кВ и выше средней и
большой длины (несколько десятков и даже сотен километров) продоль-
ные дифференциальные защиты с соединительными проводами не могут
быть применены вследствие высокой стоимости и недопустимого увели-
чения сопротивления соединительного кабеля. В связи с этим на таких ли-
ниях в качестве быстродействующих защит, обеспечивающих отключение
без замедления повреждений на всем протяжении линии, используются
высокочастотные защиты. В этих защитах обмен информацией между
комплектами, установленными по концам защищаемой линии, осуществ-
ляется с помощью организованного по ней специального высокочастотно-
го канала.
На рис. 49 показана схема организации высокочастотного канала по ли-
нии электропередачи. Ток высокой частоты в этой схеме передайся по од-
ной из фаз линии и возвращается через землю. На каждом конце линии ус-
танавливается высокочастотный аппарат (ВЧА) I, состоящий из передат-
чика (генератора) сигналов высокой частоты ГВЧ и принимающего их
приемника ПВЧ. Выходные цепи ВЧА подключаются одним зажимом к
земле, а вторым - к линии электропередачи через кабель 2, фильтр присое-
динения 3 и конденсатор связи 4.
Сопротивление конденсатора связи, через который ВЧА подключается к
линии электропередачи, зависит от частоты проходящего через него тока.
Для токов промышленной частоты 50 Гц оно велико (больше 1 МОм) и по-
этому ток утечки весьма мал. При высоких частотах (больших 10 кГц) со-
противление конденсатора резко уменьшается. В результате ток высокой
частоты, проходящий по линии, будет ответвляться в конденсатор и дальше
через фильтр присоединения проходить в ВЧА.
Для того чтобы токи высокой частоты не выходили за пределы защищае-
мой линии, по концам ее устанавливаются специальные заградители 5. За-
градитель представляет собой резонансный контур, состоящий из силовой
индуктивной катушки L и элемента настройки (регулируемой емкости CJ.
Значение емкости подбирается так, чтобы контур заградителя был настроен
в резонанс (тока) на частоту настройки ВЧА. Такой заградитель называется
резонансным, или одночастотным. При резонансной частоте сопротивление
контура имеет максимальное значение, благодаря чему предотвращается
растекание тока высокой частоты. Резонансное сопротивление заградителя
должно быть не меньше 1000 Ом. Для защиты конденсатора Ск от грозовых
и коммутационных перенапряжений предусматривается разрядник FV.
75
В качестве высокочастотного кабеля 2 используется кордельный кабель
типа ФКБ, входное сопротивление которого близко к 100 Ом.
Рис. 49. Принципиальная схема высокочастотного канала
С помощью фильтра присоединения согласовывается (уравнивается)
входное сопротивление высокочастотного кабеля и линии. Фильтр при-
соединения образует замкнутый контур для токов высокой частоты и ком-
пенсирует емкость конденсатора связи, что позволяет уменьшить до ми-
нимума сопротивление конденсатора для токов высокой частоты. Фильтр
присоединения представляет собой воздушный трансформатор с отпайка-
ми, позволяющими менять самоиндукцию его обмоток и взаимную индук-
тивность между ними.
Высокочастотными защитами оснащено большинство линий напряже-
нием 220 кВ и выше, а также большое число линий 110 кВ. Наибольшее
распространение получили дифференциально-фазные высокочастотные
защиты.
Принцип действия дифференциально-фазной высокочастотной защиты
(ДФЗ) основана на сравнении фаз токов по концам защищаемой линии. На
рис.50 показаны схемы токораспределения при внешнем КЗ (точка К.1 на
рис.50а) и при повреждении на защищаемой линии (точка К2 на рис.50б).
Считая положительными токи, направленные от шин в линию, можно ска-
зать, что при внешнем КЗ токи 1т и 1п сдвинуты на 180° (имеют противо-
положные знаки), а при КЗ в зоне - совпадают. Последнее утверждение
справедливо, если пренебречь сдвигом по фазе между векторами ЭДС Ет
76
и Еп по концам электропередачи и различием углов полных сопротивле-
ний Zm и Zn.
Таким образом, сравнивая фазы токов по концам защищаемой линии,
можно определить место повреждения. В отличие от обычных дифферен-
циальных защит, в которых значения токов сравниваются непосредственно
в реле, в дифференциально-фазной защите для передачи информации о фа-
зе токов, проходящих по концам защищаемой линии, используется канал
высокой частоты.
Структурная схема защиты показана на рис.51. Защита состоит из высо-
кочастотного аппарата ВЧА, включающего в себя ГВЧ и ПВЧ, реле от-
ключения РО, питающегося током приемника, и пусковых реле ПО! и
П02, первое из которых пускает ГВЧ, а второе замыкает цепь отключения.
Особенность ДФЗ как высокочастотной защиты состоит в том, что ГВЧ
управляется непосредственно током промышленной частоты. Генератор вы-
сокочастотных колебаний включен так, что при положительной полуволне
промышленного тока он работает, посылая в канал ток высокой частоты, а
при отрицательной - запирается, прекращая выдачу высокочастотных сигна-
лов. Приемник ВЧА выполнен таким образом, что при наличии токов высо-
кой частоты, поступающих в его входной контур, выходной ток, питающий
реле РО, равен пулю, а при отсутствии высокочастотного сигнала появляет-
ся выходной ток, поступающий в реле РО.
При внешнем КЗ (рис.50а), когда фазы первичных токов по концам линии
противоположны, ГВЧ на конце т линии работает в течение первого полу-
периода промышленного тока, а на конце п — в течение следующего полу-
периода. В результате по линии непрерывно проходит ток высокой частоты,
питая приемники, установленные на обеих сторонах защищаемой линии.
При этом в выходных цепях ПВЧ ток отсутствует, реле РО не работает и
защита на отключение не действует. При КЗ в зоне (рис.5Об) ГВЧ на обоих
концах линии работают одновременно, поскольку фазы токов промышлен-
ной частоты совпадают. Высокочастотный ток, поступающий при этом в
приемники, будет иметь прерывистый характер с интервалами, равными по-
лупериоду промышленного тока. В этом случае приемник работает в про-
межутки времени, когда ток высокой частоты отсутствует и заперт во время
его прохождения. В выходной цепи приемника появляется прерывистый
ток, который сглаживается и поступает в реле РО, последнее срабатывает и
замыкает цепь включения. Таким образом, сдвиг фаз токов промышленной
частоты, проходящих по обоим концам защищаемой линии, определяется по
характеру высокочастотных сигналов, принимаемых ПВЧ (сплошные или
прерывистые). По принципу действия ДФЗ не реагарует на нагрузку и кача-
ния, так как в этих режимах фазы сравниваемых токов по концам защищае-
мой линии противоположны.
77
Ток
Ток 1я
Высокочастотные
импульсы ст защиты m
Высокочастотные
импульсы от защиты п
Высокочастотные
импульсы в линии
на входе приемников
Ток в выходной цепи
приемника
Ток в реле РО
Рис.50. Диаграмма токов ДФЗ
Правильное поведение защиты при внешних КЗ будет обеспечено лишь в
случае работы ГВЧ на обоих концах защищаемой линии. Если один из ГВЧ
не будет запущен или окажется неисправным, защита подействует непра-
вильно и отключит неповрежденную линию, так как ПВЧ будут принимать
прерывистый ток только одного передатчика. Для предотвращения этого в
схеме защиты (см. рис.51) имеются два пусковых органа разной чувстви-
тельности: П01 — более чувствительный, осуществляющий пуск ГВ Ч, и П02
- более грубый, замыкающий цепь отключения.
78
Рис.51. Структурная схема ДФЗ
Достоинства высокочастотных защит:
-	возможность использования в сетях любой конфигурации;
-	высокая чувствительность;
-	достаточная надежность;
-	высокое быстродействие.
Основной недостаток высокочастотных защит - высокая стоимость.
79
3.	ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ
В процессе эксплуатации возможны повреждения в трансформаторах и на
их соединениях с коммутационными аппаратами. Могут быть также опас-
ные ненормальные режимы работы, не связанные с повреждением транс-
форматора или его соединений. Возможность повреждений и ненормальных
режимов обусловливает необходимость установки на трансформаторах за-
щитных устройств.
Основными видами повреждений являются многофазные и однофазные
короткие замыкания в обмотках и на выводах трансформатора, а также «по-
жар стали» магнитопровода. Однофазные повреждения бывают двух видов:
на землю и между витками обмотки (витковые замыкания). Наиболее веро-
ятны многофазные и однофазные короткие замыкания на выводах транс-
форматоров и однофазные витковые замыкания в обмотках. Значительно
реже возникают многофазные короткие замыкания в обмотках. Для групп
однофазных трансформаторов они вообще исключены. Защита от коротких
замыканий выполняется с действием на отключение поврежденного транс-
форматора. Для ограничения размеров разрушений ее выполняют быстро-
действующей.
Замыкание одной фазы на землю опасно для обмоток, присоединенных к
сетям с глухозаземленными нейтралями. В этом случае защита должна от-
ключать трансформатор и при однофазных коротких замыканиях в его об-
мотках на землю. В сетях с нейтралями, изолированными или заземленными
через дугогасящие реакторы, защита от однофазных замыканий на землю с
действием на отключение устанавливается на трансформаторе в том случае,
если такая защита имеется в сети. При витковых замыканиях в замкнувших-
ся витках возникает значительный ток, разрушающий изоляцию и магнито-
провод трансформатора, потому такие повреждения должны отключаться
быстродействующей защитой. Но использовать для этого токовые, диффе-
ренциальные или дистанционные защиты не представляется возможным.
При малом числе замкнувшихся витков ток в поврежденной фазе со сторо-
ны питания может оказаться даже меньше значения номинального тока, а
напряжение на выводах трансформатора практически не изменится.
Опасным внутренним повреждением является также «пожар стали» маг-
нитопровода, который возникает при нарушении изоляции между листами
магнитопровода, что ведет к увеличению потерь на перемагничивание и
вихревые токи. Потери вызывают местный нагрев стали, ведущий.к даль-
нейшему разрушению изоляции. Защиты, основанные на использовании
электрических величин, на этот вид повреждения тоже не реагируют, по-
этому возникает необходимость в применении специальной защиты от вит-
80
ковых замыканий и от «пожара стали». Для маслонаполненных трансфор-
маторов такой защитой является газовая, основанная на использовании яв-
лений газообразования. Образование газа является следствием разложения
масла и других изолирующих материалов под действием электрической ду-
ги при витковых замыканиях или недопустимого нагрева при «пожаре ста-
ли». Электрическая дуга возникает и при многофазных коротких замыкани-
ях в обмотках. Поэтому' газовая защита является универсальной защитой от
всех внутренних повреждений трансформатора.
Ненормальные режимы работы трансформаторов обусловлены внеш-
ними короткими замыканиями и перегрузками. В этих случаях в обмотках
трансформатора появляются большие токи (сверхтоки). Особенно опасны
токи, проходящие при внешних коротких замыканиях; эти токи могут зна-
чительно превышать номинальный ток трансформатора. В случае длитель-
ного прохождения тока (что может быть при коротких замыканиях на шинах
или при не отключившемся повреждении на отходящем от шин присоеди-
нении) возможны интенсивный нагрев изоляции обмоток и ее повреждение.
Вместе с этим при коротком замыкании понижается напряжение в сети. По-
этому на трансформаторе должна предусматриваться защита, отключающая
его при появлении сверхтоков, обусловленных не отключившимся внешним
коротким замыканием.
Перегрузка трансформаторов не влияет на работу системы электроснаб-
жения в целом,* так как она обычно не сопровождается видением напряже-
ния. Кроме того, сверхтоки перегрузки относительно невелики и их прохо-
ждение допустимо в течение некоторого времени, достаточного для того,
чтобы персонал принял меры к разгрузке. Так, согласно нормам, перегрузку
током 1пер -1,61тлюм можно допускать в течение t = 45 мин. В связи с этим
защита трансформатора от перегрузки при наличии дежурного персонала
должна выполняться с действием на сигнал. На подстанциях без дежурного
персонала защита от перегрузки должна действовать на разгрузку или от-
ключение.
К ненормальным режимам работы трансформаторов относите также не-
допустимое понижение уровня масла, которое может произойти, например,
вследствие повреждения бака.
3.1.	Газовая защита трансформатора
Принцип действия газовой защиты основала на использовании явления
газообразования в баке поврежденного трансформатора. Интенсивность га-
зообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает воз-
можность выполнить газовую защиту, способную различать степень повре-
ждения и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение.
81
Рис. 52. Газовое реле защиты трансформатора
Основным элементом газовой защиты является газовое реле KSG, уста-
навливаемое в маслопроводе между баком и расширителем (рис.52 а). Ранее
выпускалось поплавковое газовое реле ПГ-22. Более совершенно реле РГЧЗ-
66 с чашкообразными элементами 1 и 2 (рис.52 б).
Элементы выполнены в виде плоскодонных алюминиевых чашек, вра-
щающихся вместе с подвижными контактами 4 вокруг осей 5. Эти контакты
замыкаются с неподвижными контактами 5 при опускании чашек. В нор-
мальном режиме при наличии масла в кожухе реле чашки удерживаются
пружинами 6 в положении, указанном на рисунке. Система отрегулирована
так, что масса чашки с маслом является достаточной для преодоления силы
пружины при отсутствии масла в кожухе реле. Поэтому понижение уровня
масла сопровождается опусканием чашек и замыканием соответствующих
контактов. Сначала опускается верхняя чашка и реле действует на сигнал.
При интенсивном газообразовании возникает сильный поток масла и газов
из бака в расширитель через газовое реле. На пути потока находится лопасть
7, действующая вместе с нижней' чашкой на общий контакт. Лопасть пово-
рачивается и замыкает контакт в цепи отключения трансформатора, если
скорость движения масла и газов достигает определенного значения, уста-
новленного на реле. Предусмотрены три уставки срабатывания отключаю-
щего элемента по скорости потока масла: 0,6; 0,9; 1,2 м./с. При этом время
срабатывания реле составляет tc.p= 0,05 ...0,5 с. Уставки по скорости потока
масла определяется мощностью и характером охлаждения трансформатора.
В нашей стране широко используется газовое реле с двумя ша-
рообразными пластмассовыми поплавками типа BF80/Q. Реле имеет некото-
рые конструктивные особенности. Однако принцип действия его такой же,
как и других газовых реле.
Монтаж газовой защиты связан с выполнением некоторых специфических
требований:
-	для беспрепятственного прохода газов в расширитель должен быть не-
82
большой подъем (1,0—1,5% у крышки трансформатора и 2—4% у масло-
провода) от крышки к расширителю (рис.53 а);
-	действие газовой защиты на отключение необходимо выполнить с само-
удерживанием, чтобы обеспечить отключение трансформатора в случае
кратковременного замыкания или вибрации нижнего контакта газового ре-
ле, обусловленных толчками потока масла при бурном газообразовании.
Достоинства газовой защиты:
-	высокая чувствительность и реагирование практически на все виды по-
вреждения внутри бака;
-	сравнительно небольшое время срабатывания;
-	простота выполнения;
-	способность защищать трансформатор при недопустимом понижении
уровня масла по любым причинам.
Наряду с этим защита имеет ряд существенных недостатков, основной из,
которых - не реагирование ее на повреждения, расположенные вне, бака, в
зоне между трансформатором и выключателями. Защита может подейство-
вать ложно при попадании воздуха в бак трансформатора, что может быть,
например, при доливке масла, после ремонта системы охлаждения и др.
Возможны также ложные срабатывания защиты на трансформаторах, уста-
новленных в районах, подверженных землетрясениям. В таких случаях до-
пускается возможность перевода действия отключающего элемента на сиг-
нал.
В связи с этим газовую защиту7 нельзя использовать в качестве единствен-
ной защиты трансформатора от внутренних повреждений.
Необходимо также отметить, что начальная стадия виткового замыкания
может и не сопровождаться появлением дуги и газообразованием. В таком
случае газовая защита не действует и витковые замыкания в трансформато-
ре могут длительно оставаться незамеченными.
Газовая защита обязательна для трансформаторов мощностью 6300 кВА и
более. Допускается устанавливать газовую защиту и на трансформаторах
меньшей мощности. Для внутрицеховых подстанций газовую защиту следу-
ет устанавливать на понижающих трансформаторах практически любой
мощности, допускающих это по конструкции, независимо от наличия дру-
гой быстродействующей защиты.
3.2.	Максимальная токовая защита трансформаторов
Служит для отключения трансформатора от источника питания в случае
КЗ на выводах или внутри трансформатора, а также на сборных шинах или
линиях со стороны потребителя.
83
В качестве основной максимальная токовая защита применяется лишь на
трансформаторах малой мощности, так как по условиям селективности она
имеет недопустимо большую выдержку времени. На трансформаторах,
имеющих отдельную защиту от повреждений в самом трансформаторе и на
его выводах максимальная токовая защита применяется в качестве дополни-
тельной.
На понижающих трансформаторах применяется простая максимальная то-
ковая защита. На повышающих она имеет недостаточную чувствительность
к повреждениям на высшей стороне. Чувствительность максимальной токо-
вой защиты повышают применением блокировки по напряжению или вклю-
чением токового реле через фильтр токов нулевой последовательности.
Защита трансформаторов и автотрансформаторов от сверхтоков является
резервной, предназначенной для отключения их от источника питайия как
при повреждениях самих трансформаторов (автотрансформаторов) и отказе
основных защит, так и при повреждении смежного оборудования и отказах
его защиты или выключателей. При отсутствии специальной защиты шин
защита трансформаторов от сверхтоков осуществляет также защиту этих
шин.
В качестве защиты от сверхтоков при междуфазных КЗ используется мак-
симальная токовая защита, максимальная токовая защита с пуском пб на-
пряжению, максимальная направленная защита, максимальная токовая за-
щита обратной последовательности. Защита устанавливается со стороны ис-
точника питания, а при наличии нескольких источников - со стороны глав-
ного источника.
Для защиты от сверхтоков при однофазном КЗ используется максимальная
токовая защита и максимальная направленная защита нулевой последова-
тельности. Защита устанавливается со стороны обмоток, соединенных по
схеме звезды с заземленной нулевой точкой.
Па рис.53 изображена схема максимальной токовой защиты двухобмоточ-
ного понижающего трансформатора.
Защита устанавливается только со стороны источника питания. Действует
на отключение одного выключателя в случае одностороннего питания, и
двух выключателей при двухстороннем питании. Наиболее широкое распро-
странение получила схема включения пусковых органов в неполную звезду.
Ток срабатывания защиты выбирается по двум условиям:
1. Максимальная токовая защита не должна работать при перегрузках
трансформатора.
2. Максимальная токовая защита не должна работать при самозапуске.
С учетом этих условий:
?с.з ~ ^отс '	‘ 1 раб. шах /^в ’
84
где kvmc - коэффициент отстройки, учитывающий погрешности расчета и
работы реле, принимаемый равным =1,1-$-1,2; к3~ коэффициентом за-
пуска; /раб.т^х ‘ максимальный рабочий ток нагрузки.
Рис. 53. МТЗ двухобмоточного трансформатора
Чувствительность защиты проверяется при КЗ в конце линий, отходящих
от шин низшего напряжения*.
^с.з
Выдержка времени максимальной токовой защиты выбирается по условию
селективности действия, на At больше выдержки времени присоединений,
питающихся от шин низшего напряжения.
На рис.54 изображена схема максимальной токовой защиты трехобмоточ-
ного трансформатора.
В этом случае максимальная токовая защита должна:
1. При повреждении внутри трансформатора отключить его со всех сто-
рон, откуда возможна подпитка места КЗ;
85
2. При внешнем КЗ селективно отключить лишь ту сторону, на которой
произошло повреждение.
При одностороннем питании устанавливается два комплекта максималь-
ных токовых защит. Один комплект со стороны обмотки низшего напряже-
ния действует на отключение выключателей этой обмотки. Другой комплект
со стороны обмотки высшего напряжения действует с двумя выдержками
времени, с меньшей — на отключение выключателей обмотки среднего на-
пряжения и с большей на выключение всех выключателей трансформатора
(рис.54).
Рис. 54. МТЗ трехобмоточного трансформатора
В целях упрощения допускается не устанавливать защиты на одной из пи-
таемых сторон, например среднего напряжения, при этом со стороны пита-
ния защита имеет две выдержки времени: с меньшей из них она действует
на отключение той стороны, где защиты отсутствуют, а с большей - на вы-
ходное реле.
На трехобмоточных трансформаторах с двух- или трехсторонним питани-
ем для обеспечения селективности действия максимальная токовая защита
дополняется органами направления мощности.
На неответственных трансформаторах, имеющих АПВ и АВР допускается,
86
применять ненаправленную максимальную токовую защиту. Неселективное
действие защиты в этом случае исправляет действие автоматики.
На повышающих трансформаторах простая максимальная токовая защита
не удовлетворяет по чувствительности, поэтому применяется максималь-
ная токовая защита с пуском по напряжению.
Защита устанавливается на ту сторону трансформатора, откуда подается
питание. Наличие реле напряжение позволяет выбрать ток срабатывания
защиты без учета тока перегрузки
I -^-1
с.з } ном’
кв
1НОМ - номинальный ток трансформатора.
Блокировка по напряжению может быть выполнена или на базе двух реле
минимального напряжения, включенных на междуфазные напряжения
(рис. 5 5а), или (для трансформаторов мощностью 16 МВ-А и более) на базе
одного реле минимального напряжения, включенного на выход фильтра на-
пряжения обратной
КА1 КА2
Рис. 55.
Схемы МТЗ с пуском по напряжению
Напряжение срабатывания принимается равным:
87
гт раб. min
'-'с.з ~	’
где kH- коэффициент надежности, равен 1,1 ; min- минимальное ра-
бочее напряжение; Cpa6min = (0,9...0,95) • U„OM.
Напряжение срабатывания реле минимального напряжения, включенного
на выход фильтра напряжения обратной последовательности:
t/2c.3=0,06-t/HaM.
При недостаточной чувствительности максимальной токовой защиты с
блокировкой минимального напряжения применяют максимальную токо-
вую защиту обратной последовательности.
Защита имеет пусковой орган - токовое реле, включенный через фильтр
нулевой последовательности. Защита приходит в действие при протекании
через трансформатор токов обратной последовательности, вызванных не-
симметричными внешними КЗ или внутри трансформатора.
Ток срабатывания защиты выбирается по условиям: отстройки от токов
небаланса фильтра токов обратной последовательности в режиме макси-
мальной нагрузки и согласованию по чувствительности с защитами присое-
динений со стороны высшего напряжения.
Рис.56. Схема МТЗ обратной последовательности
88
Практика показала, что эти условия выполняются при
/с з = (0,5...0,7)-7НОМ. Однако защита обратной последовательности не дей-
ствует при симметричных КЗ. Поэтому она дополняется приставкой, реаги-
рующей на симметричные КЗ. Приставка представляет собой максимальную
токовую защиту с пуском минимального напряжения в однофазном испол-
нении (рис.56).
3.3.	Максимальная токовая защита от перегрузки
На двухобмоточных трансформаторах защита от перегрузки устанавлива-
ется со стороны питания. На трехобмоточных трансформаторах при двух-
стороннем питании защиты устанавливаются с двух сторон, а при трехсто-
роннем — с трех сторон (рис. 61).
Рис.57.Схема МТЗ от перегрузок
Так как перегрузка обычно симметрична, то защиту выполняют в одно-
фазном исполнении. Защита действует с выдержкой времени на сигнал. На
подстанции без сопровождающего персонала защита от перегрузки выбира-
ется с тремя выдержками времени. Время действия первой ступени на At
больше, чем у максимальной токовой защиты от внешних КЗ. Вторая сту-
пень действует на разгрузку трансформатора, третья ступень - на его от-
ключение.
Ток срабатывания максимальной токовой защиты от перегрузки выбирает-
ся из условия:
89
3.4.	Токовая отсечка
Токовая отсечка применяется на трансформаторах мощностью ниже 6300
кВ-A, работающих одиночно и 4000 кВ-A, работающих параллельно. В зону
действия токовой отсечки входят ошиновка, выводы и часть обмотки транс-
форматора со стороны питания. Токовые отсечки предназначены для защи-
ты от междуфазных КЗ и действуют без выдержки времени.
Токовая отсечка устанавливается со стороны питания (рис.58).
Рис. 58. Схема токовой отсечки
Ток срабатывания токовой отсечки выбирается по двум условиям:
1.	Токовая отсечка не должна работать при КЗ за трансформатором
I • J
*с.з н 2к.max’
где кн =1,25... 1,5; /ктах- максимальное значение тока повреждения, про-
текающего через защиту при КЗ за трансформатором.
2.	Токовая отсечка должна отстраиваться от броска тока намагничивания
1нам, возникающего при включении трансформатора под напряжение;
^с.з > 1цам •
Оба эти требования выполняются, если ток срабатывания выбрать
=(3^5)1^.
Чувствительность отсечки характеризуется коэффициентом чувствитель-
ности:
90
где mjn - минимальный ток, проходящий через защиту, при двухфаз-
ном КЗ на выводах трансформатора со стороны источника питания.
Чувствительность защиты считается достаточной если
кч>2.
3.5.	Токовая защита нулевой последовательности
Применяется для защиты от однофазных КЗ в сетях с эффективно зазем-
ленной нейтралью. Защиты выполняют с помощью трех трансформаторов
тока, включенных в фильтр токов нулевой последовательности, установлен-
ных на стороне высшего напряжения (рис.59а), или при помощи реле тока,
подключенного к трансформатору тока, встроенному в нейтраль трансфор-
матора (рис.59б).
Рис.59. Схема токовая защиты нулевой последовательности
Гок срабатывания защиты определяется из двух условий.
1.	Отстройки от небаланса 1нб:
J — k . 1
1с.з~пот
где 1иб - обусловлен несимметричной нагрузкой трансформатора.
Принимается 1С 3 = (0,25...0,5)  1НОМ.
2.	Согласования по чувствительности с защитами нулевой после-
довательности установленных в сети высшего напряжения:
I -k . J
с.з от 1тах.отсеч.'
91
Защита действует на отключение с выдержкой времени, которую выбира-
ют из условия согласования данной защиты с защитой нулевой последова-
тельности, установленными в сети высшего напряжения .
3.6.	Дифференциальная токовая защита трансформаторов
Предназначена для защиты от повреждений внутри трансформатора и на
его выводах. Применяется:
-	на одиночно работающих трансформаторах мощностью свыше
6300 кВ-А;
-	на параллельно работающих трансформаторах мощностью от 4000 кВ-А
и более;
-	на трансформаторах мощностью более 1000 кВ-А в случае, если отсечка
не обеспечивает необходимую чувствительность, а время срабатывания
максимальной токовой защиты более 1 с.
Для осуществления защиты с обеих сторон трансформатора установлены
трансформаторы тока, к ним по схеме с циркулирующими токами подклю-
чено реле (рис.60).
Принцип действия аналогичен принципу действия продольной дифферен-
циальной защиты ЛЭП.
При внешнем КЗ (точка К1) ток в дифференциальном реле близок к нулю,
так как вторичные токи равны и противоположны по направлению. При КЗ
в зоне действия защиты (точки К2 и КЗ) через реле протекает ток, защита
сработает и отключит выключатель.
Особенностями выполнения продольной дифференциальной защиты
трансформаторов являются:
1. Необходимость компенсации сдвигов токов по фазе.
Для этого у силовых трансформаторов с группой соединения Д/Y транс-
форматоры тока на стороне «А» силового трансформатора соединяются по
схеме «У», а на стороне «У» силового трансформатора по схеме «А»
(рис.60). Такое решение позволяет компенсировать сдвиг фаз тока в сим-
метричном и несимметричном режимах. Если обмотки силового трансфор-
матора соединены по схеме Y/Y, то трансформаторы тока с обеих сторон
должны быть соединены по схеме «У».
2. Необходимость компенсации неравенств токов.
Коэффициенты трансформации трансформаторов тока стараются подоб-
рать таким образом, чтобы их вторичные токи были одинаковыми. Но ко-
эффициенты трансформации строго стандартизированы, поэтому полностью
ликвидировать токи небаланса не удается.
В случае значительной разности токов плеч применяют уравнительные
92
трансформаторы и автотрансформаторы.
Рис.60. Схема продольной дифференциальной защиты трансформатора
ЦЕПИ ОТКЛЮЧЕНИЯ
ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
VAT
KL1.2 SX m
Составляющие токов небаланса в дифференциальной защите трансформа-
тора:
1.	Ток небаланса обусловленные наличием РПН.
Использование РПН приводит к нарушению соотношения между первич-
ными и вторичными токами, что обуславливает появление в цепях защиты
тока небаланса. У трансформаторов с ПБВ ток небаланса имеет небольшое
значение, так как пределы регулирования ДУ = ±5%. У трансформаторов с
РПН AU - ±15%. В последнем случае необходимо учитывать ток небаланса
при выборе тока срабатывания защиты.
2.	Токи небаланса, возникающие из-за разнотипности трансформато-
ров тока, установленных на высокой и низкой сторонах силового транс-
93
форматора. Нередко на стороне высшего напряжения используются встро-
енные трансформаторы тока, а на стороне низшего напряжения - выносного
типа (другого типа и конструкции). В таких случаях измерительные транс-
форматоры тока могут иметь различные номинальные параметры. В режиме
внешнего КЗ кратности токов у них также неодинаковы. Эти обстоятельства
обуславливают повышенное значение токов небаланса по сравнению с диф-
ференциальной защитой линий. Поэтому при расчете тока срабатывания
дифференциальной защиты трансформатора коэффициент однотипности
выбирают большим.
3.	Токи небаланса, обусловленные броском тока намагничивания при
включении трансформатора под нагрузку. В нормальном режиме ток намаг-
ничивания невелик и его можно не учитывать. Однако при включении
трансформатора под напряжение происходит бросок тока намагничивания,
значение которого может достигать (6ч8)-//ЮАу трансформатора.
4.	Токи небаланса, возникающие из-за неточной компенсации нера-
венства токов плеч. Точная установка расчетного значения числа витков
регулировочных устройств не всегда возможна, так как число выводов
уравнительных автотрансформаторов, например, ограничено.
Учет тока небаланса при выборе тока срабатывания защиты
При выборе тока срабатывания защиты 1С З из условия отстройки от токов
небаланса рассматривают два случая:
1. Ток срабатывания защиты отстраивается от броска тока намагничива-
ния при включении трансформатора под нагрузку. Другие составляющие
тока небаланса при этом не учитываются
Г — t . J
1с.з '''отс 1 нбмам •
В зависимости от используемых реле и способа отстройки коэффициент
котс принимается равным 0,3 ...4,5.
2. Ток срабатывания защиты выбирается больше, чем максимальный ток
небаланса, проходящий через защиту при внешнем КЗ. В этом случае бро-
сок тока намагничивания при включении трансформатора не учитывается.
Расчетный ток небаланса определяется по трем составляющими:
а)	Гнб — обусловлен погрешностью трансформаторов тока:
^нб ~~	’ ^одн ‘ ‘ Ас. шах >
где кп - коэффициент, учитывающий переходный режим (наличие аперио-
дической составляющей тока; к^- коэффициент однотипности трансфор-
маторов тока, установленных на стороне высшего и низшего напряжения
(для расчета дифференциальной защиты трансформатора принимается
94
&odw=l); £- относительное значение полной погрешности трансформаторов
тока, принимается равным 0,1; /,, П1ах - максимальный ток внешнего КЗ.
б)	Гнб - обусловлен наличием РПН:
^б ~	-Iк, тах >
где Д U - половине диапазона регулирования.
в)	Г”б - обусловлен неточным выравниванием токов плеч защиты:
?нб ~ ^к.тах^ о.расч ~^о^^о.расч »
где Wo расч - расчетное значение числа витков неосновной обмотки; Wo -
выбранное число витков обмотки.
^с.з ~ ^оте^нб ^нб + Цб) 
Ток срабатывания принимают наибольшим из двух значений, полученных
по этим условиям.
В большинстве случаев ток срабатывания защиты, выбранный по первому
условию значительно превышает ток срабатывания защиты, выбранный по
второму. Поэтому чаще производят отстройку защиты от бросков тока на-
магничивания.
Отстройка защиты от броска тока намагничивания достигается в основ-
ном тремя путями: загрублением защиты по току срабатывания; включени-
ем реле через промежуточные насыщающиеся трансформаторы тока (НТТ);
выявлением различия между формой кривой тока КЗ и формой кривой тока
намагничивания.
Если определяющим оказывается условие 2, а коэффициент чувствитель-
ности получается недостаточным, то используют специальные реле с тормо-
жением, например типа ДЗТ. Наибольшие возможности для обеспечения
требуемого коэффициента чувствительности имеет дифференциальная за-
щита ДЗТ-21.
Согласно требованиям, коэффициент чувствительности, определяемый
при двухфазном коротком замыкании на выводах низшего напряжения
трансформатора, должен быть кч >2,0.
Дифференциальные токовые защиты выполняют в виде дифференциаль-
ных токовых отсечек, дифференциальных токовых защит с быстронасы-
вдающимися трансформаторами, дифференциальных защит с торможением.
Дифференциальной отсечкой называется дифференциальная защита
мгновенного действия, имеющая ток срабатывания больше броска
намагничивающего тока.
- Ток срабатывания дифференциальной отсечки определяется условием от-
стройки от броска намагничивающего тока (принимается котс =3-г4) и от-
стройки от тока небаланса.
95
Дифференциальная защита с быстронасыщающимися трансформа-
торами (БНТ) на реле тока серии РНТ-560. Основными элементами этих ре-
ле являются насыщающиеся трансформаторы тока TALT (рис.61), первичная
обмотка которых Wd включается в дифференциальную цепь защиты. К вто-
ричной обмотке TALT W2 подключается исполнительное реле тока КА
Для сердечника трансформатора TALT применяется сталь с широкой пет-
лей гистерезиса. Сечение сердечника, параметры реле и обмоток подбира-
ются таким образом, что во вторичную цепь хорошо трансформируется
только синусоидальный ток. Апериодический ток практически не транс-
формируется и в исполнительное реле не попадает, а производит лишь под-
магничивание сердечника.
Насыщающийся трансформатор тока TALT работает как обычный транс-
форматор, если через его первичную обмотку проходит симметричный си-
нусоидальный ток. В этом случае магнитный поток Ф и пропорциональная
ему магнитная индукция в сердечнике трансформатора В изменяются от по-
ложительного Втах до отрицательного l?min максимальных значений
(рис.62), создавая большую э.д.с. е на вторичной обмотке TALT и достаточ-
ный для работы исполнительного реле КА ток :
Рис.61. Магнитная система реле серии РНТ-560 с БНТ
Ф = В-8,
96
e = -WS~
dt
где 5 — сечение магнитопровода.
Рис.62. Изменение магнитной индукции в магнитопроводе
насыщающегося трансформатора тока
Иначе работает насыщающийся трансформатор, если через его первич-
ную обмотку проходит ток с несимметричной формой кривой, имеющей од-
ностороннее смещение (рис.63). Такое смещение кривой тока относительно
оси времени происходит из-за наличия апериодической составляющей. В
этом случае магнитный поток и магнитная индукция в сердечнике транс-
форматора будут изменяться только от положительного максимального зна-
чения Втах до значенияВо. Несмотря на большое значение магнитной ин-
дукции, скорость ее изменения будет небольшой, поэтому на вторичной об-
мотке будет создаваться небольшая э.д.с. и недостаточный для работы реле
ток.
При включении токовых реле через насыщающиеся трансформаторы тока
они становятся нечувствительными к токам намагничивания силовых транс-
форматоров и токам небаланса при переходных процессах, что дает
возможность повысить чувствительность защиты. В то же время реле с на-
сыщающимся трансформатором тока надежно срабатывает при коротком
замыкании в зоне защиты, когда токи имеют несимметричную форму лишь
в первый момент времени и по истечении нескольких периодов, когда зату-
хает переходный процесс, становятся симметричными. Такие токи хорошо
97
трансформируются через насыщающиеся трансформаторы тока и приводят
в действие исполнительное реле /С4.
Рис.63. Изменение магнитной индукции в магнитопроводе
насыщающегося трансформатора тока
Для усиления или ослабления подмагничивающего действия апериодиче-
ского тока, поступающего в обмотку Wd, у реле серии РНТ используется
короткозамкнутая обмотка WK, состоящая из двух секций, расположенных
на среднем и правом стержнях насыщающегося трансформатора тока (рис.
61)-
Принцип работы насыщающиеся трансформаторы тока такого типа со-
стоит в следующем. При прохождении по рабочей обмотке симметричного
синусоидального тока, магнитный поток Фх в среднем стержне наводит в
первой секции WK э.д.с., под действием которой протекает ток i\, который,
проходя по второй секции ^.создает в правом стержне магнитный поток
Фк. Суммарный магнитный поток Ф%~ Ф, + Фк замыкаясь через левый
стержень, наводит во вторичной обмотке ток /2, который проходит по об-
мотке реле КА и вызывает его срабатывание. Таким образом, ток из рабочей
обмотки Wd трансформируется во вторичную обмотку W2 как непосредст-
венно, так и путем двойной трансформации из обмотки WK. При этом чем
больше число витков короткозамкнутых обмоток или чем меньше их сопро-
тивление, тем больше магнитный потек и тем, следовательно, сильнее про-
является действие двойной трансформации.
98
При прохождении по рабочей обмотке насыщающегося трансформатора
несимметричного тока, его трансформация во вторичную обмотку как непо-
средственная, так и особенно двойная существенно ослабляются, благодаря
чему ток во вторичной обмотке не достигает значения, равного току сраба-
тывания реле.
Ток срабатывания дифференциальной защиты с БИТ определяется усло-
вием отстройки от броска намагничивающего тока (принимается komc- 1,3)
и отстройки от тока небаланса.
Дифференциальная защита с торможением. В ряде случаев, когда при
внешних КЗ через дифференциальную защиту проходят большие токи не-
баланса, ток срабатывания, получается очень большими. При этом диффе-
ренциальная защита может не обеспечивать необходимой чувствительно-
сти.
Для повышения чувствительности дифференциальной защиты в таких
случаях используются реле KAIVс тормозным действием типа ДЗТ. У таких
реле на БИТ кроме обмоток, аналогичных тем, что имеются у реле типа
РНТ, расположены дополнительно одна или несколько тормозных обмоток.
Включение реле с одной тормозной обмоткой типа ДЗТ-11 показано на рис.
64. Тормозная обмотка Т, включенная в плечо дифференциальной защиты,
по которой проходит ток сквозного КЗ, подмагничивает сердечник БНТ, что
приводит к увеличению тока срабатывания реле и обеспечивает отстройку
от увеличивающихся токов небаланса.
Рис. 64. Принципиальная схема подключения дифференциальной защиты
с реле ДЗТ-11 для двухобмоточного трансформатора
Ток срабатывания дифференциальной защиты с ДЗТ-И определяется
только условием отстройки от броска намагничивающего тока (принимает-
ся к-отс~ К5).
Для защиты трансформаторов и автотрансформаторов большой мощности
99
выпускаются дифференциальной защиты с торможением типов ДЗТ-21 и
ДЗТ-23, в которых применен новый принцип отстройки от бросков тока на-
магничивания и токов небаланса. Эта защита обладает более высокой чувст-
вительностью, быстродействием и потребляет меньшую мощность по срав-
нению с другими дифференциальными защитами.
На дифференциальных защитах с реле ДЗТ-21 и ДЗТ-23 может быть вы-
полнена минимальная уставка по току срабатывания ОД 1НОМ трансформато-
ра. Для отстройки от бросков намагничивающего тока трансформаторов и
переходных токов небаланса используется время-импульсный принцип бло-
кирования защиты в сочетании с торможением от составляющих второй
гармонической тока, содержащихся, как показывает анализ, в токах намаг-
ничивания.
Время-импульсный принцип основывается на анализе длительности пауз,
появляющихся в кривой дифференциального тока (рис. 65). При апериоди-
ческом броске тока намагничивания паузы между моментами, когда мгно-
венные значения тока намагничивания превышают ток срабатывания реаги-
рующего органа защиты (РО), велики (рис 65, а и б). При синусоидальном
токе (режим КЗ в защищаемой зоне) паузы между мгновенными значениями
выпрямленного тока КЗ, превышающими ток срабатывания РО, малы
(рис.65 в и г). Таким образом, оценивая с помощью специальной схемы про-
должительность пауз, защита может отличить режим броска тока намагни-
чивания (блокировка защиты) от режима КЗ в зоне (срабатывание защиты).
Рис.65. Временные диаграммы, поясняющие принцип действия
дифференциальной защиты с реле типа ДЗТ-21:
а- выпрямленный рабочий ток в реле при броске тока намагничивания; б - то
же при симметричном токе КЗ; в - импульсы и паузы на выходе органа, фор-
мирующего импульсы при броске тока намагничивания; г - то же при сим-
метричном токе КЗ
Сочетание в ДЗТ-21 (ДЗТ-23) двух указанных способов позволяет обеспе-
чить отстройку защиты от бросков тока намагничивания при необходимых
100
быстродействии и чувствительности В защите предусмотрено также тормо-
жение от фазных токов в двух плечах защиты, улучшающее отстройку от
установившихся и переходных токов небаланса При больших кратностях
тока в защищаемой зоне, особенно при наличии апериодической состав-
ляющей, может наступить насыщение трансформаторов тока защиты При
этом во вторичных токах трансформаторов появляются паузы которые мо-
гут вызвать замедление или отказ защиты Для обеспечения надежности и
быстродействия защиты в этих режимах в схеме предусмотрена дополни-
тельная отсечка.
3.7.	Особенности защиты трансформаторов, не имеющих выключа-
телей на стороне высшего напряжения
В эксплуатации применяются упрощенные подстанции без выключателей
на стороне ВН трансформаторов и автотрансформаторов. Подобные схемы
применяются в электроустановках напряжением до 500 кВ, позволяющие
уменьшить стоимость подстанции и сложность ее эксплуатации. Вместе с
тем, из-за отсутствия выключателей на стороне ВН трансформаторов необ-
ходимо предусмотреть дополнительные мероприятия, обеспечивающие от-
ключение линий в случае повреждения трансформатора.
В этих случаях используют:
а)	защиты питающих линии для фиксации и отключения повреждения в
трансформ агоре;
б)	передачу отключающего импульса от защит трансформатора на от-
ключение линейных выключателей;
в)	установку специальных аппаратов — короткозамыкателей, которые при
срабатывании защиты трансформатора включаются и устраивают КЗ на вы-
водах ВН трансформатора. При возникновении этого КЗ сработают защиты,
установленные на концах защищаемой линии и подействуют на отключение
выключателей.
Наиболее простым и экономичным способом является использование
защит линий. Если защиты линии достаточно чувствительны, чтобы обес-
печить отключение повреждения в обмотках трансформатора и на его выво-
дах низшего напряжения, на самом трансформаторе защиты со стороны
высшего напряжения можно не устанавливать.
Например, для защиты трансформатора можно использовать двухступен-
чатую МТЗ, установленную на питающей линии. Отсечка обеспечивает за-
щиту при повреждении на выводах высшего напряжения и в части обмоток
трансформатора. КЗ в трансформаторе и на стороне низшего напряжения
будут отключены второй ступенью МТЗ. Ток срабатывания должен быть от-
101
строен от максимального тока нагрузки и согласован по чувствительности с
защитой. Установленная на стороне низшего напряжения трансформатора
газовая защита в этом случае включается на сигнал. Данный способ может
применяться на линиях сравнительно небольшой длины при малых токах
нагрузки.
Недостатком является замедление отключения линии максимальной то-
ковой защитой при повреждении трансформатора с малым током КЗ.
Передача отключающего импульса используется, если первый способ
не обеспечивает необходимую чувствительность при КЗ в трансформаторе.
В этом случае в трансформаторе устанавливаются все защиты.
При повреждении в трансформаторе его защиты срабатывают и передают
отключающий импульс на отключение выключателя, установленного на пи-
тающем конце линии. Для передачи отключающего импульса можно ис-
пользовать жилы контрольного или телефонного кабеля (рис.66).
На длинных линиях электропередачи напряжением до 500 кВ передача
отк68лючающего импульса осуществляется с помощью специального уст-
ройства телеотключения.
Достоинством данного способа является быстрота отключения, а основ-
ным недостатком - возможность отказа в отключении при нарушении со-
единительных проводов или ВЧ канала. Поэтому в наиболее ответственных
случаях предусматривают вторую, резервную цепочку соединительных про-
водов или второй ВЧ канал связи с передачей отключающего импульса.
Когда первый способ по соображениям чувствительности, а передача им-
пульса нецелесообразны по причине ненадежности, сложности или дорого-
визны, отключение повреждения осуществляется с помощью короткоза-
мыкателей.
При срабатывании защиты поврежденного трансформатора подается им-
пульс на включение короткозамыкателя, управление которым осуществим-
102
ется с помощью специального привода. Короткозамыкатель включается и
создает на выводах высшего напряжения трансформатора искусственную
точку КЗ. Вследствие этого защиты, установленные по концам питающей
линии, срабатывают и отключают выключатели.
В сетях напряжением 110 кВ и выше, работающих с заземленной нулевой
точкой, обычно применяются однополюсные короткозамыкатели, замы-
кающие одну из фаз на землю. В сетях, работающих с незаземленной ней-
тралью, применяются двухфазные или трехфазные короткозамыкатели, уст-
раивающие междуфазные КЗ. Короткозамыкатели выполняются для наруж-
ной установки в однополюсном исполнении для напряжений 35-220 кВ.
Время включения короткозамыкателя 0,4...0,5 с.
Чтобы не отключать оба трансформатора устанавливают специальные
отделители, представляющие собой трехполюсные разъединители для на-
ружной установки с автоматическим управлением. Каждый полюс отдели-
теля имеет свою собственную пружину. Отделитель нормально включен.
После отключения линии выключателями, установленными на ее питаю-
щих концах, отделитель поврежденного трансформатора отключается, отсо-
единяя его от линии. Вслед за этим линия может быть включена вновь аппа-
ратом повторного включения (AITB), благодаря этому будет восстановлено
питание другого трансформатора. Время отключения отделителя составляет
0,5-1с.
Основные требования к устройствам релейной защиты на трансформато-
ре и подстанции:
1.	Защита трансформатора, действующая на включение короткозамыка-
теля, должна быть чувствительней, чем защита, установленная на питающих
подстанциях;
2.	Суммарное время действия защиты и отключение выключателей пи-
тающей подстанции должно превышать время срабатывания защиты транс-
форматора и механического привода короткозамыкателя. Это необходимо
чтобы обеспечить включение короткозамыкателя и последующее отключе-
ние отделителя в бестоковую паузу при повреждении на стороне ВН транс-
форматора в зоне действия быстродействующей защиты линии.
3.	Время действия отделителя должно быть меньше времени аппарата
повторного включения на питающей подстанции.
Достоинства данного способа:
-	универсальность — установка короткозамыкателя может быть использо-
вана на любых линиях, любой длины;
-	не требует каналов связи.
Недостаток заключается в замедлении отключения повреждения транс-
форматора на время включения короткозамыкателя (0,4. ..0,5 с).
103
Рис.66а. Защита подстанций без выключателей на стороне высшего
напряжения с помощью короткозамыкателя
104
4.	Релейная защита шин станций и подстанций
Системы шин распределительных устройств находятся в относительно
благоприятных условиях эксплуатации (по сравнению с линиями). Они рас-
положены на территории станции или подстанции и защищены от грозовых
перенапряжений. Часто распределительные устройства выполняются закры-
тыми, однако и в таких условиях возможны повреждения:
-	поломки трансформаторов тока и напряжения, расположенных между
выключателями и шинами;
-	перекрытие шинных изоляторов и вводов выключателей (особенно зи-
мой);
-	поломка изоляторов, выключателей, разъединителей от электродинами-
ческих усилий или при неправильных действиях персонала;
-	отказ в срабатывании реле тока при низких температурах.
И, хотя вероятность повреждения невелика, последствия могут быть
очень тяжелыми. КЗ на шинах часто сопровождается отключением целой
подстанции или даже электростанции. Поэтому любое повреждение на ши-
нах должно быть устранено как можно быстрее. Для этой цели часто ис-
пользуются резервные защиты питающих элементов - линий, трансформа-
торов, генераторов. Обычно это МТЗ или дистанционные защиты. Эти за-
щиты могут быть и основными, и единственными, если шины подстанции
питаются от одного источника и несекционированы. В основном такое ре-
шение применяется на маломощных подстанциях.
Если к шинам присоединено несколько источников или имеется две сис-
темы сборных шин, или сборные шины секционированы секционным вы-
ключателем, отключение КЗ резервными защитами получается неселектив-
ным.
В таких случаях применяются специальные защиты: токовые и диффе-
ренциальные.
4.1. Токовые защиты
В случае если от секционированных шин подстанции с включенным сек-
ционным выключателем отходят реактированные линии, защиту шин можно
выполнить в виде токовой мгновенной отсечки (рис.67).
Ток срабатывания защиты выбирается больше тока КЗ за реактором. За-
щита действует на отключение секционного выключателя без выдержки
времени.
При наличии не реактированных линий (рис.68) применяются токовые
отсечки с выдержкой времени и МТЗ. Ток срабатывания и выдержка време-
ни выбирается из условия отстройки от тока срабатывания и выдержки вре-
мени защит потребителей, например, защит отходящих линий.
105
Рис.67
KAI КА2
, КТ1, KL - токовая отсечка с выдержкой времени
!, КТ2, KL - МТЗ
Рис.68
Время срабатывания защиты выбирается больше времени срабатывания
защиты потребителей.
Для токовой отсечки:
^сз > ^сзпотр >
^сз ~ ^сз\	.
где tC3] - время срабатывания защиты потребителей.
Для МТЗ:
Г _	' ^3 Г
С3 кг, рабт^
*сз ~ ^сзпотр +	'
Защиты действуют на отключение секционного выключателя. Отключе-
ние трансформатора происходит под действием его резервной защиты.
106
Токовая зашита применяется на шинах напряжением 6-10 кВ и как ис-
ключение 35 кВ.
2.	Дифференциальная защита
Для защиты шин напряжением 110 кВ и выше (а в ответственных случаях
для шин 35 кВ) применяется полная дифференциальная защита.
Защита шин генераторного напряжения осуществляется неполной диф-
ференциальной защитой.
Принцип действия полной дифференциальной защиты шин основан на
сравнении геометрической суммы токов приходящих и отходящих от шин.
Рис.69. Схема дифференциальной защиты шин
В нормальном режиме эта сумма равна нулю (рис.69):
—	п2 ’
27 = 0.
При КЗ на отходящей линии сумма также равна нулю (точка К1):
~ ^л2 >
ZI^O.
При КЗ на шинах (точка К2) ток отличен от нуля:
hl ~ 1л2 ~ ’
27=4-
Для выполнения защиты на всех присоединениях устанавливают транс-
форматоры тока, обмотки которых соединяются параллельно.
Особенности выполнения дифференциальной защиты шин
1.	Для правильной работы зашиты необходимо чтобы трансформаторы
тока всех присоединений имели одинаковые коэффициенты трансформации.
2.	Так как трансформаторы тока находятся в неодинаковых условиях, то
имеет место большой ток небаланса.
Для уменьшения тока небаланса принимают следующие меры:
- применяют трансформаторы тока класса Д, имеющие не насыщающийся
сердечник;
107
-	уменьшают сопротивление соединительных проводов, завышая их сече-
ние.
-	дифференциальную схему собирают непосредственно на распредели-
тельном устройстве, а к реле протягивают лишь два провода;
-	применяют реле с БНТ или торможением.
Ложное отключение шин дифференциальной защитой приводит к серьез-
ной аварии. Под ложным имеется ввиду отключение, например, из-за обры-
ва соединительных проводов. В схеме защиты (рис.70) предусмотрена бло-
кировка, осуществляющая вывод ее из действия в случае неисправности то-
ковых цепей. Блокировка осуществляется с помощью токового реле нулевой
последовательности КАо, включенного в нейтральный провод цепей защи-
ты. В случае обрыва провода одной из фаз плеча любого присоединения не-
сбалансированный ток фазы, пройдя через нулевой провод, вызовет сраба-
тывание реле КАо, которое подаст «+» на обмотку реле времени КТ. По-
следнее, сработав, подаст «+» на обмотку промежуточного реле KL1. Это
реле самоудерживается через свой нижний замыкающий контакт, а размы-
кающим (верхним) снимает «+» с контактов токовых реле, выводя защиту из
действия. Возврат блокировки в исходное положение осуществляется с по-
мощью кнопки SB К
Рис.70
Кроме токового реле КАо, для контроля за исправностью токовых цепей
предусмотрен миллиамперметр РА, установленный в нулевом проводе за-
щиты. Нормально кнопка этого прибора зашунтирована кнопкой SB2, кото-
рая размыкается при -производстве замеров. Эти замеры раз в смену произ-
водит оперативный персонал, проверяя не превышает ли ток небаланса до-
пустимую норму.
108
Недостаток рассмотренной блокировки состоит в том, что она не работа-
ет при обрыве соединительных проводов всех трех фаз. Для исключения
этого недостатка в качестве пускового реле используют реле типа РТ-40/Р,
каждая обмотка которого включается последовательно с обмоткой реле за-
щиты шин. Эта блокировка будет работать при любом нарушении одного из
плеч токовых цепей.
При повреждении на шинах сработает КА1 - токовое реле типа РНТ. Че-
рез промежуточное реле KL2 оно действует на отключение выключателей
Qi, Q2 и Оз. Использование реле с БИТ позволяет лучше отстроиться от то-
ков небаланса и предотвратить -ложное срабатывание защиты при внешних
КЗ.
Ток срабатывания пусковых токовых реле в схеме полной дифференци-
альной защиты шин выбирается большим по двум условиям:
1) отстройки от максимального тока нагрузки наиболее нагруженного
присоединения, что необходимо для предотвращения ложного срабатывания
дифференциальной защиты шин при обрыве токовых цепей:
J — k J
с.з лнагр.тгх>
где кн - коэффициент надежности, равный 1,1-1,2 ;
2) отстройки от максимального тока небаланса в дифференциальной за-
щите при внешнем КЗ на одном из присоединений:
Г —k -к Т
с.з н аперлнб.расч
где 1нб.Расч " расчетный ток небаланса; капер - коэффициент отстройки от
апериодической оставляющей тока КЗ в переходных режимах (при выпол-
нении защиты на реле РНТ-560 k^p-V, кн-\,5).
Чувствительность пусковых реле защиты должна проверяться при мини-
мальном токе КЗ на тайнах в реальном режиме работы. Коэффициент чувст-
вительности должен быть не меньше 2. В режиме опробования шин коэф-
фициент чувствительности может быть понижен до 1,5.
На электростанциях и подстанциях с реактироваиными линиями для за-
щиты шин 6-10 кВ применяется неполная дифференциальная защита.
Основное ее отличие от полной дифференциальной защита в то, что она,
включается на сумму токов всех источников питания (рис. 71). Пусковые
органы защиты - реле тока КА1 и КА2 - включены на токи генератора,
трансформатора связи с системой и секционного выключателя. Защита шин
обычно выполняется в двухфазном исполнении, так как применяется для се-
тей 6 - 10 кВ, работающих с изолированной нейтралью.
109
Рис. 71. Схема неполной дифференциальной защиты шин
Неполная дифференциальная защита шин с генераторами мощностью до!
60 Мвт обычно выполняется двухступенчатой: первая ступень - токовая от-
сечка, предназначенная для действия при КЗ на шинах; вторая ступень
максимальная токовая защита, предназначенная резервирования защиты от-
ходящих линий при КЗ за реакторами. При КЗ на соседней секции, в генера-
торе или трансформаторе защита в действие не приходит, так как в реле при
этом будет попадать только ток нагрузки, а ток КЗ в реле не попадет.
При КЗ за реактором линии в реле защиты проходит ток, равный сумме
тока КЗ и тока нагрузки остальных неповрежденных линий данной секции:
Для предотвращения срабатывания первой ступени защиты шин в этом слу-
чае ее ток срабатывания выбирается по следующему условию:
^с.з ~ ^«(Actnax +кнагр№н
где км - коэффициент надежности, равный 1,2 ; кнагр- коэффициент на-
грузки, учитывающий увеличение тока нагрузки за счет торможения и само-
запуска двигателей вследствие снижения напряжения при КЗ за реактором,
принимается равным 1,2 ; IK тах- максимальный первичный ток КЗ при по-
вреждении за реактором защищаемой линии; 1Н - суммарный ток нагрузки
питаемых линий, присоединенных к защищаемой секции шин при работе
всех секций; 1н^оп- суммарный дополнительный ток нагрузки линий при.
отключении одной из секций.
Ток срабатывания второй ступени - максимальной токовой защиты от-
страивается от максимального тока нагрузки все питаемыхединенных к за-
щищаемой секции. При этом рассматриваются режимы, когда ток нагрузки
будет максимальным:
110
1) после отключения КЗ за реактором одной из питаемых линий, при-
соединенных к защищаемой секции шин в том случае, когда ее нагрузка бы-
ла увеличенной в результате отключения другой секции шин :
1 с.з — кн ’ кнагр^кн	кв ’
где ^-коэффициент возврата, принимаемый равным 0,8 ;
2) в момент переключения от устройств АВР приемных подстанций
нагрузки отключенной секции на защищаемую
^с.з ~ кн^кн 3" ^самоз ' 1н.доп) »
где ксамоз- коэффициент самозапуска.
Первая ступень защиты шин действует без выдержки времени на отключение
всех источников питания, за исключением генераторов, отключение которых
осуществляется их токовыми защитами. Вторая ступень защиты действует с вы-
держкой времени, отстроенной от максимальной выдержки времени защит отхо-
дящих линий, на отключение трансформаторов, секционных и шиносоединитель-
ных выключателей. Обычно на второй ступени защиты предусматривается также
I вторая выдержка времени, с которой она действует на отключение генераторов,
подключенных к поврежденной секции шин, если после отключения трансфор-
маторов, секционных и шино-соединительных выключателей КЗ не устранилось.
Чувствительность первой ступени защиты, подсчитанная при металлическом
двухфазном КЗ на шинах подстанции, должна быть не меньше 1,5. Коэффициент
чувствительности второй ступени защиты шин, определенный при металличе-
сгом двухфазном КЗ за реактором, должен быть не менее 1,2.
Для защиты шин с генераторами мощностью 63-100 Мвт применяется непол-
ная дифференциальная защита с использованием комбинированной отсечки по
току и напряжению.
Первичный ток срабатывания защиты выбирается по следующим условиям:
1) отстройки от максимального рабочего тока защищаемой секции шин:
^с.з — knUy 3- кн	!ке ’
2) отстройки реле от тока небаланса и подпитки от асинхронных и синхрон-
ных электродвигателей при внешнем КЗ:
^3=к,н-Ги6 + к^Гад + к”-Гед,
где Г11б - ток небаланса при переходном режиме внешнего КЗ в максимальном
режиме работы станции; Гад - начальный суммарный ток подпитки от асинхрон-
ных электродвигателей, подключенных к данной секции при работе всех секций
гри внешнем КЗ; Гсд- сверхпереходный ток подпитки от синхронных двигателей
5 тех же условиях; к'н - коэффициент надежности, учитывающий погрешности ре-
те и необходимый запас; принимается равным 1,5 ; к”н- коэффициент, учитываю-
щий отстройку от тока подпитки асинхронных двигателей; принимается равным
0,6; к'"- коэффициент надежности, учитывающий подпитку от быстрозатухающе-
го тока подпитки синхронных электродвигателей; принимается равным 1,2.

Ill
Расчетным является условие, по которому ток срабатывания защиты имеет
наибольшее значение.
I !апряжение срабатывания защиты определяется по условию отстройки от ми-
нимального напряжения на защите, появляющегося при КЗ за реактором на пи-
। немых линиях, при токе в защите равном току срабатывания токовых реле:
Uс 3 = л/з • 1С 3  х/1с,,
-J f..1 ft '
где 1С 3- ток срабатывания реле тока комбинированной отсечки; хр~ сопротив-
ление реактора расчетной питаемой линии, подключенной к защищаемой секции;
*„=1.3.
Минимальный коэффициент чувствительности при замыкании замыкании меж-
ду двумя фазами на шинах в минимальном режиме должен быть не менее 1,5.
112
5.	Защита синхронных генераторов
Синхронные генераторы являются наиболее ответственным оборудова-
нием в энергосистеме. Поэтому к релейной защите генераторов предъявля-
ются повышенные требования. Генераторы, как и трансформаторы, снаб-
жаются защитами от ненормальных режимов работы и от внутренних по-
вреждений.
5.1.	Виды повреждений и ненормальных режимов работы
Наиболее опасными являются повреждения в обмотках генератора (осо-
бенно статора):
1.	Междуфазные КЗ. Сопровождаются горением дуги и выгоранием ак-
тивной стали статора.
2.	Однофазные замыкания на землю. Могут приводить к возникновению
дуги между проводниками обмотки и корпусом.
3.	Замыкания между витками одной фазы. Сопровождаются значитель-
ным увеличением токов в замкнутых витках, их нагреву и порче изоляции.
Кроме того, витковые замыкания часто переходят в двухфазные.
Последствия перечисленных повреждений столь серьезны, что любое из
них требует немедленного отключения.
В обмотке ротора возможны следующие повреждения:.
1. Замыкание на землю в одной точке обмотки ротора. Этот вид повреж-
дения никакого влияния на работу генератора не оказывает.
2. Замыкание в двух точках обмотки ротора. Сопровождается протекани-
ем больших токов, которые сильно искажают магнитное поле ротора. Часто
приводит к возникновению дуги. Поэтому генератор необходимо немедлен-
но отключить.
Серьезную опасность для генератора представляют ненормальные ре-
жимы работы, сопровождаются протеканием сверхтоков и возникновением
перенапряжений:
1.	Перегрузки систематические и аварийные, связанные с отключением
части работающих генераторов, нарушением синхронизма, потерей возбуж-
дения. Во всех этих случаях возможен перегрев различных частей генерато-
ра. Поэтому длительность работы агрегатов в таких режимах строго регла-
ментируется. Если генератор работает болыце установленного срока, то его
разтружают или при необходимости отключают.
2.	Несимметрия токов в фазах. Приводит к перегреву ротора и к механи-
ческой вибрации агрегата.
3.	Повышение напряжения. Часто возникает на генераторах при внезап-
ном сбросе нагрузки. Может привести к пробою изоляции. На турбогенера-
IB
торах устанавливают быстродействующие регуляторы скорости и поэтому
значительного увеличения напряжения не возникает.
5.2 . Виды защит, применяемых для генераторов
1.	Продольная дифференциальная защита - для защиты от междуфаз-
иых повреждений внутри генератора.
2.	Поперечная дифференциальная защита - для защиты от межвитко-
вых КЗ при наличии выведенных параллельных ветвей обмоток и их соеди-
нении в звезду.
3.	.Защита нулевой последовательности - для защиты от однофазных
замыканий на землю.
4.	Токовая отсечка и максимальная токовая защита - для защиты от
внешних КЗ (и от внутренних у генераторов малой мощности).
5.	Токовая защита с четырехплечным мостом - для защиты от замы-
каний в двух точках обмотки возбуждения.
6.	Защита от максимального напряжения - применяется на
гидрогенераторах.
7.	Защита от перегрузки — применяется на генераторах всех мощно-
стей.
8.	Токовая защита обратной последовательности.
5.2.1.	Продольная дифференциальная защита
Для защиты генератора от междуфазных повреждений применяется про-
дольная дифференциальная защита. Принцип ее действия основан на срав-
нении токов с обеих сторон защищаемого объекта. Для этого защита под-
ключается к трансформаторам тока, установленным со стороны главных и
нулевых выводов генератора. Вторичные обмотки трансформаторов тока
одноименных фаз и реле соединяют между собой таким образом, чтобы при
КЗ вне защищаемой зоны, ограниченной измерительными трансформатора-
ми, ток в реле отсутствовал или был близок к нулю, а при повреждении
внутри генератора был больше уставки срабатывания реле.
В нормальном режиме работы и при внешнем КЗ ток, протекающий по
обмоткам реле 1Р, равен току небаланса 1нб
IP
где и /2 - токи в плечах защиты.
При КЗ в зоне действия защиты
Продольная дифференциальная защита действует на отключение всех
выключателей генератора, гашение поля и останов турбины.
114
Поскольку генераторы работают в сетях с незаземленной или резонансно-
заземленной нейтралью, то при мощности генератора Р<30 МВт дифферен-
циальная защита выполняется по двухфазной схеме. Недостатком этой схе-
мы является то, что она не реагирует на двойные замыкания (когда одно
произошло в сети, а другое в генераторе, на фазе где нет трансформатора
тока). Поэтому необходима дополнительная установка защиты от двойных
замыканий на землю.
Рис.72. Схема продольной дифференциальной защиты генератора
На мощных генераторах защиту выполняют в трехфазном варианте, что-
бы обеспечить срабатывание и при двойных замыканиях на землю, когда
одно из мест пробоя находится вне защищаемой зоны.
Токи небаланса в дифференциальной защите генераторов могут дости-
гать значительной величины. Причины их появления - не идентичность кри-
вых намагничивания, неодинаковая вторичная нагрузка и погрешность
трансформаторов тока.
Для исключения ложного срабатывания защиты в режиме внешнего КЗ
от токов небаланса применяются два способа:
1.	Уменьшают величину и длительность броска тока небаланса неустано-
вившегося режима с помощью сопротивления, включенного последователь-
но с обмоткой токовых реле. Способ используется на генераторах малой
мощности.
2.	Для защиты мощных генераторов (более 25 МВт) применяются реле
типа РНТ-565 и ДЗТ-11/5, не реагирующие на броски тока небаланса.
Ток срабатывания для дифференциальной защиты генератора выбирается
из условия отстройки от токов небаланса при внешнем КЗ:
115
^сз ' ^нб расч ’
где кн - коэффициент надежности, £„=1,3;
Г	_ Z. L cl
*нбрасч л«п одн ' * ' JK3m8x ’
где кап- учитывает наличие апериодической составляющей в токе КЗ,
для реле типа РНТ и ДЗТ кап= 1; кодн- коэффициент однотипности транс-
форматоров тока, при однотипных трансформаторах тока принимается
кодн- 0,5; е - величина допустимой погрешности трансформаторов тока;
/КЗтах “ ток трехфазного КЗ на выводах генератора.
Если ток максимальный ток асинхронного хода 1ур больше тока
трехфазного КЗ на выводах генератора, то при расчете тока небаланса необ-
ходимо подставлять его величину.
Чувствительность защиты проверяется при двухфазном КЗ на выводах
генератора:
ki{=i^L>2.
^сз
5.2.2.	Поперечная дифференциальная защита
Устанавливается на генераторах, имеющих несколько параллельных вет-
вей, выведенных наружу и соединенных в звезду. Используется для защиты
от межвитковых КЗ одной фазы обмотки статора. Действует без выдержки
времени на отключение всех выключателей генератора, гашение поля и ос-
танов турбины.
Возможно трехсистемное и односистемное исполнение защиты. В одно-
системной схеме (рис. 73) производится сравнение суммы токов трех фаз од-
ной группы ветвей с суммой токов трех фаз другой параллельной группы
ветвей. Реле тока KAZ (применяется реле серии РТ-40/Ф с фильтром выс-
ших гармоник ZF) подключается к трансформатору тока ТА, установленно-
му в нулевом проводе, соединяющем нейтрали. В трехсистемной схеме про-
изводится сравнение токов параллельных ветвей каждой фазы.
В настоящее время используются только односистемные схемы, так как
они отличаются простотой, экономичностью, надежностью и большей чув-
ствительностью.
В нормальном режиме в параллельных ветвях каждой фазы наводятся
одинаковые ЭДС. Сопротивления параллельных ветвей равны. Поэтому
равны и токи параллельных ветвей /f и 1%. Сумма токов параллельных вет-
вей трех фаз (ток в реле I ) равна току небаланса 1нб:
Ip = /1Х
116
где /1£ и 12^~ суммы токов в первых и вторых параллельных ветвей.
Ток небаланса определяется наличием токов высших гармоник, кратных
трем, и токов нулевой последовательности, вызванных несимметрией ЭДС
фаз. Для отстройки от токов небаланса высших гармоник реле включают че-
рез фильтр ZF, что дает возможность уменьшить ток срабатывания защиты
примерно в 10 раз.
Q
Рис.73. Схема исполнения односистемной поперечной
дифференциальной защиты
В случае замыкания между витками одной фазы сопротивления парал-
лельных ветвей становятся различными и равенство токов нарушается. В
перемычке между нейтралями параллельных обмоток статора протекает ток,
вызывающий срабатывание защиты.
По своему принципу работы защита не требует выдержки времени. Ток
срабатывания выбирается из условия отстройки от тока небаланса:
J — 1г - I
сз Х«бшах •
На практике ток срабатывания выбирается:
ZC3 =(0,2 ~ 0,3)/КОЛ! г,
где 1ном г - номинальный ток генератора.
При наладке ток срабатывания уточняется по результатам измерений, и
величина его может быть существенно снижена.
Поперечной дифференциальной защиты отличается простотой, эконо-
мичностью, быстротой действия и высокой чувствительностью.
117
Недостатками поперечной дифференциальной защиты являются: воз-
можность ложного срабатывания и наличие мертвой зоны, при малом коли-
честве замкнувшихся витков, когда ток протекающий в перемычке между
нейтралями невелик.
Поперечная дифференциальная защита в некоторых случаях может сра-
ботать и при многофазном КЗ, резервируя продольную дифференциальную
защиту.	।
5.2.3.	Защита от однофазных замыканий на землю в обмотке статора
Применяется только для генераторов, работающих на сборные шины.
В сети с незаземленной нейтралью генератор может длительное время
работать с замыканием на землю, если ток не превышает 5 А. В этом случае
персоналу необходимо в течении двух часов устранить повреждение, пока
оно не перешло в двухфазное КЗ. Поэтому защиту выполняют с действием
на сигнал при 1С< 5 А и с действием на отключение при 1С>5 А.
Для выполнения защиты используют трансформаторы нулевой последо-
вательности кабельного (ТНП) или шинного типа (ТНПШ). Трансформато-
ры нулевой последовательности устанавливаются непосредственно у выво-
дов генератора, чтобы исключить работу защиты при повреждении на токо-
проводе (рис.74).
Принцип действия трансформаторов нулевой последовательности для
защиты генераторов аналогичен трансформаторам нулевой последователь-
ности для линий, работающих в сетях с изолированной нейтралью. Однако в
данном случае значительно сложнее обеспечить симметрию отдельных фаз
токопровода по отношению к магнитопроводу их охватывающему (в отли-
чие от кабелей). Это приводит к возрастанию тока небаланса.
В связи с этим трансформатор тока нулевой последовательности, исполь-
зуемый в защите генераторов, имеет ряд конструктивных особенностей :
1.	На магнитопроводе, кроме рабочей обмотки, есть обмотка подмагни-
чивания, позволяющая добиться оптимального режима трансформатора ну-
левой последовательности с отдачей максимальной мощности. Цепь под-
магничивания получает питание от основных обмоток трансформатора на-
пряжения.
2.	Вторичные обмотки, от которых питаются реле, разделены на секции и
расположены в различных частях магнитопровода. Это дает возможность
уменьшить ток небаланса, возникающий за счет несимметричного располо -
жения фаз в окне магнитопровода.
3.	Чтобы обмотка подмагничивания не оказывала влияния на вторичный
ток, магнитопровод выполняют из двух одинаковых сердечников, располо-
женных один под другим (рисунок 4). Обмотку подмагничивания разбивают
на две секции и располагают на обоих магнитопроводах. Соединяют их ме-
118
жду собой последовательно встречно так, что ЭДС во вторичной обмотке
трансформатора нулевой последовательности, созданные за счет потоков от
токов намагничивания взаимно уравновешиваются и суммарный ток равен
нулю.
Рис.74. Схема защиты от замыканий на землю в обмотке статора
генератора, реагирующая на емкостной ток
АВ С
Рис.75. Конструкция трансформатора тока нулевой последовательности
119
Рабочие обмотки также соединены последовательно.
В цепи рабочей обмотки ТНПШ включены токовые реле КЛ1 (рис.74)
для защиты генератора от однофазных замыканий на землю и реле КА2 для
защиты от двойных замыканий на землю. Для предотвращения излишних
срабатываний защиты от токов небаланса ее действие блокируется защита-
ми от внешних симметричных (КАЗ) и несимметричных КЗ (КА4).
Защита от однофазных замыканий на землю имеет выдержку времени 1.5
-2 с, предусмотренную для отстройки от переходных процессов при внеш-
них замыканиях на землю, сопровождающихся бросками емкостного тока.
Ток срабатывания защиты от однофазных замыканий на землю выбирает-
ся по условию отстройки от токов небаланса.
Первичный ток срабатывания защиты
^С3.п ~ О Н ' !<; + kfi ' ^нбл) ‘	*
где 1С - емкостной ток замыкания на землю генератора; кв - коэффици-
ент возврата реле КА1; к'и- коэффициент надежности для отстройки от пе-
ремежающего внешнего замыкания на землю (принимается равным 2); к” -
коэффициент надежности, принимается равным 1,5; первичный ток
небаланса.
Первичный ток небаланса определяется по выражению
Iнб.п нб.в '	(1 + р / ^э.в ) »
где м’е - число витков вторичной обмотки ТНПШ; Zp - сопротивление
реле КА Г, Z3e- эквивалентное сопротивление намагничивания, приведенное
ко вторичным цепям; вторичный ток небаланса.
Вторичный ток небаланса состоит из двух составляющих: одна из них
обусловлена несимметричным расположением первичных обмоток ТНПШ
относительно вторичных и создается током внешнего КЗ, а вторая - не
идентичностью двух сердечников ТНПШ и возникает из-за наличия
подмагничивания:
kyk-E„6-f^
J _	^НОМЛП , ^нб
* Н б Я ~~ --------- '   9
,ю-в 7	+ 7	7
где EHfi - э.д.с. небаланса во вторичной обмотке ТНПШ в номинальном
режиме; к- кратность тока срабатывания реле блокировки относительно
номинального тока генератора; ку коэффициент, учитывающий размеще-
ние ТНПШ в закрытом шиноблоке.
Ток срабатывания 1сз п должен быть меньше 5А.
120
Ток срабатывания защиты от двойных замыканий на землю принимается
200-300 А. При этом она надежно отстроена от токов небаланса и имеет вы-
сокую чувствительность.
Для генераторов, имеющих больший емкостной ток, чем генераторы
ТВФ-63, ток срабатывания защиты получается больше 5 А. В связи с этим
применяется схема с компенсацией в защите установившегося емкостного
тока.
Для указанной компенсации на обмотку ТНПШ, предназначенную для
включения блокирующего реле, подается напряжение 3 U0 от трансформа-
тора напряжения через конденсаторы. В остальной части схема не отлича-
ется от рассмотренной ранее.
5.2.4 Максимальная токовая защита от внешних замыканий
Все генераторы, работающие на сборные шины снабжаются или просты-
ми максимальными токовыми защитами, или максимальными токовыми за-
щитами с пуском по напряжению, или максимальными токовыми защитами
с фильтром токов нулевой последовательности.
Действие этих ’защит предусматривается в следующих случаях:
1.	При КЗ на сборных шинах, не имеющих специальной защиты или при
отказе в действии этой защиты.
2.	При КЗ на элементах, присоединенных к сборным шинам при отказе в
действии защит.
3.	При отказе в действии основных защит генератора.
Основное назначение максимальной токовой защиты - защита генератора
от сверхтоков при внешних КЗ.
На генераторах малой мощности (до 1 МВт), не подверженных перегруз-
кам в качестве основной защиты от внутренних и внешних КЗ, применяе тся
простая максимальная токовая защита вместе с токовой отсечкой (рис.76).
Рис.76. Схема максимальной токовой защиты и токовой отсечки
генераторов малой мощности
121
Максимальная токовая защита выполнена на токовых реле КАЗ и КА4 и
реле времени КТ (рис.76). Трансформаторы тока включены в неполную
звезду.
Выдержка времени максимальной токовой защиты генератора выбирает-
ся на At больше максимальной токовой защиты шин или потребителей. То-
ковая отсечка выполнена на реле КА1 и КА2 и действует без выдержки вре-
мени.
Простая максимальная токовая защита не может отличить сверхтоки
внешнего КЗ, которые требуется отключать по возможности быстрее, от то-
ков перегрузки (где защите достаточно действовать на сигнал). Поэтому для
защиты генераторов мощностью свыше 1 МВт от внешних КЗ следует при-
менять максимальную токовую защиту с комбинированным пуском по на-
пряжению, выполненную с одним минимальным реле напряжения, вклю-
ченным на междуфазное напряжение, и одним устройством фильтр-реле на-
пряжения обратной последовательности, разрывающим цепь минимального
реле напряжения.
При таком включении токовых реле обеспечивается срабатывание защиты
при любом виде КЗ как в сети генераторного напряжения, так и на стороне
высшего напряжения силовых трансформаторов. Токовые реле максимальной
токовой защиты обычно подключаются к трансформаторам тока, установ-
ленным со стороны выводов обмотки статора. При этом токовая защита обес-
печивает резервирование основной продольной дифференциальной защиты ге-
нератора при многофазных КЗ в обмотках статора. Так как токовые реле бу-
дут срабатывать не только при КЗ, но и при перегрузках, когда нет необходи-
мости отключать генератор, в схему защиты вводится блокировка по напряже-
нию. Эту блокировку можно выполнить с помощью трех реле минимального на-
пряжения. Однако для повышения чувствительности защиты к КЗ за транс-
форматорами и реакторами на генераторах используется обычно блокировка
с двумя реле напряжения: реле напряжения обратной последовательности и
минимальным реле напряжения, включенным на междуфазное напряжение
(рис.77).
Реле напряжения в этой схеме включены так, чтобы обеспечить высокую
чувствительность ко всем видам КЗ. При перегрузках, не сопровождающихся
значительным снижением напряжения, минимальное реле напряжения КУ1 будет
держать контакт KVI.1 разомкнутым, предотвращая ложное срабатывание за-
щиты. При несимметричных КЗ сработает реле напряжения обратной последо-
вательности KV2 и разомкнет контакт KV2.1, снимая напряжение с обмотки
реле KV1. Реле минимального напряжения KV1 замыкает: свой контакт и с по-
мощью промежуточного реле KL подготавливает цепь обмотки реле времени
КТ1 При трехфазном КЗ минимальное реле напряжения KV1 замкнет свой
контакт, разрешая действовать защите.
122
KL
а)	в)
Рис.77. Схема максимальной токовой защиты с комбинированным
пуском по напряжению
Благодаря тому, что в цепь обмотки минимального реле напряжения вклю-
чен размыкающий контакт KV2.7, чувствительность блокировки к трехфазным
КЗ повышается поскольку в первый момент трехфазного КЗ хотя бы кратковре-
менно существует несимметрия, реле KV2 разомкнет, а реле KV1 замкнет кон-
такт независимо от удаленности места КЗ. После того как несимметрия исчезнет
и КЗ станет симметричным, реле KV2 замкнет контакт KV2.7 и на обмотку
реле KV1 будет подано напряжение. Если напряжение возврата минимального
реле напряжения будет больше, чем остаточное напряжение на его обмотке,
контакт реле останется замкнутым и защита может подействовать на отключе-
ние. Поскольку при этом реле KVI в рассматриваемой схеме работает на воз-
врат, а напряжение возврата минимального реле напряжения превышает на-
пряжение срабатывания, то обеспечивается более высокая чувствитель-
ность к трехфазным КЗ.
Реле напряжения KV1 может замкнуть свой контакт в нормальном режиме
при неисправности цепей напряжения, вследствие чего будет снята блокировка
токовых реле. Для того чтобы персонал мог своевременно принять меры к вое-
123
становлению цепей напряжения, в схеме предусмотрена сигаализация, срабаты-
вающая при их повреждении. Плюс на сигнал подается через вспомогательный
контакт SQ выключателя генератора, что необходимо для предотвращения дей-
ствия сигнализации, когда генератор отключен.
Ток срабатывания токовых реле отстраивается от номинального тока генера-
тора l}i0M г 
г __	. Т
лсз *ном.г*
$
где кн =1,1 ч- 1,2; - номинальный ток генератора, кв - коэффициент
возврата.
Реле напряжения в этой схеме включены так, чтобы обеспечить высокую
чувствительность ко всем видам КЗ. При перегрузках, не сопровождающихся
значительным снижением напряжения, минимальное реле напряжения KVI будет
держать контакты K.VL1 разомкнутыми, предотвращая ложное срабатывание
защиты. При несимметричных КЗ сработает реле напряжения обратной после-
довательности К. V2 и разомкнет контакт К. V2J, снимая напряжение с обмот-
ки реле KV1. Реле минимального напряжения KV1 замыкает свой контакт и с
помощью промежуточного реле KL подготавливает цепь обмотки реле времени
К. Т1. При грехфазном КЗ минимальное реле напряжения К. VI замкнет свой
контакт, разрешая действовать защите..
Напряжение срабатывания минимального реле напряжения отстраивается от
минимального значения эксплуатационного напряжения:
Uc3~ /^ном-кеу
Д ля предотвращения неправильного действия защиты при самозапуске элек-
тродвигателей собственных нужд, когда напряжение на шинах генератора зна-
чительно снижается, допускается в случае необходимости уменьшать напря-
жение срабатывания реле напряжения до 0,5UHOM. Снижение уставки минималь-
ного реле напряжения целесообразно также на генераторах, которые могут рабо-
тать в асинхронном режиме.
Напряжение срабатывания реле напряжения обратной последовательности
принимается минимально возможным, отстроенным от напряжения небаланса
на выходе фильтра. Обычно принимается вторичное напряжение срабатывания
порядка 6 В обратной последовательности, фазное на входе фильтра.
Выдержка времени защиты устанавливается на одну-две ступени больше вы-
держки времени защит трансформаторов и линий, отходящих от шин генера-
торного напряжения. В ряде случаев защита выполняется с двумя выдержка-
ми времени: с первой через проскальзывающий контакт реле времени КТ1.1
подается сигнал на отключение секционных и шиносоединительных выключа-
телей трансформатора, связывающих данную секцию или систему шин с сосед-
ними, а со второй выдержкой времени КТ1.2 - на отключение генератора
124
На генераторах с непосредственным охлаждением проводников обмоток
вместо указанной защиты может быть установлена однорелейная дистанци-
онная защита.
5.2.5 Токовая защита обратной последовательности
Для защиты генераторов мощностью более 30 МВт от токов обуслов-
ленных внешними несимметричными КЗ, а также от перегрузки током об-
ратной последовательности применяется токовая защита обратной последо-
вательности со ступенчатой или зависимой (интегральной) характеристикой
выдержки времени.
На турбогенераторах мощностью 60-100 МВт с непосредственным охлаждением
обмоток применяется четырехступенчатая токовая защита обратной последова-
тельности, схема которой показана на рис.78. Защита выполняется с двумя
фильтрами-реле тока обратной последовательности типа РТФ-7/1 (РТФ-7/2).
Одно из устройств РТФ-7 применяется в заводском исполнении. Чувстви-
тельное реле этого устройства КА2 используется для сигнализации, а грубое
КА1 -для второй ступени защиты. С помощью чувствительного элемента вто-
рого устройства РТФ-7 выполняется третья ступень защиты 05, а грубый
элемент КА4 используется для вывода из действия токовой защиты нулевой
последовательности, чтобы предотвратить ее излишнее срабатывание при
внешнем КЗ. Для выполнения первой ступени защиты используется допол-
нительное токовое реле КАЗ типа РТ-40/0,6, подключение которого к фильт-
ру второго устройства РТФ-7 осуществляется через специальные выводы.
Каждая ступень токовой защиты обратной последовательности действует
на свое реле времени, а для последней третьей ступени, чтобы обеспечить
необходимую выдержку времени, предусмотрена установка двух последова-
тельно действующих реле времени КТ4 и KTS. Первая, наиболее грубая сту-
пень защиты с одной и той же выдержкой времени действует на отключение
АГП, выключателя генератора и на промежуточное реле, отключающее ши-
носоединительные и секционные выключатели. Вторая же и третья ступени
действуют с двумя разными выдержками времени: с первой через проскаль-
зывающие контакты КТ1.1 и КТ5.1 на отключение шиносоединительных и
секционных выключателей, а со второй (контакты КТ1.2, К.Т5.2) - на отклю-
чение АГП и выключателя генератора.
Ток срабатывания первой ступени выбирается по условию обеспечения
необходимой чувствительности (Кч— 1,2) при двухфазном КЗ на выводах за-
щищаемого генератора, когда, выключатель его отключен. Выдержка вре-
мени первой ступени защиты определялась в соответствии с характеристи-
кой, определяющей допустимую длительность прохождения тока обратной
последовательности при двухфазном КЗ на выводах генератора.
125
землю
Рис.78. Токовая защита обратной последовательности с реле типа РТФ-7
Уставки срабатывания второй ступени защиты по току выбирались таким
образом, чтобы обеспечивалась необходимая чувствительность защиты при не-
симметричном КЗ за резервируемым элементом, например за повышающим
трансформатором, сохранялась селективность с защитами соседних элементов
и удовлетворялись требования защиты генератора от тока обратной последо-
вательности.
126
Ток срабатывания третьей ступени принимается равным 0,251НОМ, выдерж-
ка времени срабатывания - 40 сек.
На генератораторах мощностью 160 МВт и выше токовая защита
обратной последовательности с интегральной зависимой характеристикой
выдержек времени выполняется на реле РТФ-6М (АКН, рис.79), содержа-
щем пять отдельных органов: пусковой, сигнальный, интегральный и две
отсечки.
К другим
защитам
+0
+2
КТ3.1 КНЗ
Наделение
шин ВН
КТ2.1
На отключение
КТ3.2
_ КН2
выключателя ВН
КТ2.2 КН4
отключение
и останов блока
На полное
КТ4 «KL7 „
ф. > На откл.
—<——> генератора
КТ1.2
—>• Сигнал
Рис.79.Схема токовой защиты обратной последовательности с реле РТФ-6М
127
Сигнальный орган действует на сигнал при появлении несимметрии то-
ков генератора, которая должная быть устранена дежурным персоналом.
Пусковой орган обеспечивает пуск интегрального органа.
Интегральный орган предназначен для защиты генератора от перегрузки
токами обратной последовательности и действует с выдержкой времени, за-
висящей от величины тока обратной последовательности. В типовых схемах
защиты блоков интегральный орган действует обычно с двумя выдержками
времени, для этого на его выходе устанавливается выносное реле времени. С
меньшей выдержкой времени (проскальзывающий контакт реле времени)
интегральный орган действует на отключение выключателей высшего на-
пряжения блока, а с большей (упорный контакт) - на останов блока.
Отсечка I ( чувствительная отсечка) является резервной защитой от
внешних несимметричных КЗ и действует с двумя выдержками, устанавли-
ваемыми на отдельном реле времени. С меньшей выдержкой времени защи-
та обычно действует на деление шин высшего напряжения, а с большей - на
отключение выключателей высшего напряжения блока.
Отсечка II ( грубая отсечка) предназначена для ближнего резервирования
основных защит при двухфазных КЗ на выводах генератора и в его статор-
ной обмотке. Используется на блоках с генераторными выключателями и
действует с выдержкой времени на отключение этого выключателя и оста-
нов турбины. Выдержка времени обеспечивается с помощью отдельного
реле времени. При наличии на блоке резервной дифференциальной защиты
или при отсутствии генераторного выключателя отсечка 11 обычно не ис-
пользуется.
Защита подключается к трансформаторам тока, установленным со сторо-
ны нулевых или линейных выводов генератора, чем обеспечивается дейст-
вие защиты при внутренних несимметричных КЗ.
5.2.7 Максимальная токовая защита генератора от симметричных
перегрузок
Защита от перегрузки, действующая на сигнал, выполняется с помощью
одного токового реле КА ( рис.80), так как перегрузка имеет место одновре-
менно во всех фазах. Для того чтобы защита не срабатывала при кратковремен-
ных перегрузках, в схему введено реле времени КТ.
Выдержка времени устанавливается больше выдержки времени максималь-
ной токовой защиты генератора. На гидроэлектростанциях без постоянного де-
журного персонала защита от перегрузки выполняется с двумя выдержками
времени: с меньшей на снижение тока возбуждения для уменьшения тока ста-
тора и с большей — на отключение генератора.
128
Рис.80. Максимальная токовая защита генератора от перегрузок
В защите используется реле тока с высоким коэффициентом возврата ти-
па РТВК, выполненное на полупроводниках.
Ток срабатывания защиты определяется по выражению
сз ~ Котс ' ^ном.г Кв ,
где Котс - коэффициент отстройки, принимается равным 1,05; Кв - ко-
эффициент возврата реле, равен 0,99; 1ном г - номинальный ток генератора.
5.2.8 Защита от повышения напряжения
Защита постоянно введена в действие только на гидрогенераторах, где
при сбросе нагрузки напряжение на обмотке статора может достигать
(1,8...2)-С/МОЛ,.
Рис. 81. Защита от повышения напряжения
Такое напряжение опасно для изоляции генератора и должно быть быст-
ро снижено. Вследствие большой инерционности направляющего аппарата
гидротурбины резко уменьшить вращающий момент на валу невозможно.
Поэтому используется специальная защита.
Защита состоит из реле максимального напряжения (рис.81) с напряже-
нием срабатывания Ucp~ (1,5...1,7)-С7нам и реле времени с выдержкой по-
129
рядка 0,5 с. При срабатывании защита действует на отключение генератора
и АГП.
На турбогенераторах защита от повышения напряжения вводится только
на холостом ходу и дополняется реле тока, контролирующим наличие тока.
5.2.9 Защита от замыкании на землю обмотки возбуждения
Одним из наиболее частых повреждений цепи возбуждения являются за-
мыкания на землю в одной и двух точках цепи возбуждения. Непосредст-
венной опасности для генератора замыкание в одной точке обмотки возбуж-
дения не представляет. Однако появление земли во второй точке сопровож-
дается значительными изменениями токов и искажениями магнитного поля
ротора. Искажение магнитного поля ротора приводит к несимметрии фаз-
ных токов в статоре и, как следствие этого, значительному нагреву обмоток.
На турбогенераторах мощностью 63 МВт замыкание на землю в одной
точке выявляется при периодических измерениях сопротивления изоляции
цепи возбуждения. После этого к генератору подключается переносное уст-
ройство типа КЗР-2, которое является защитой от замыкания на землю в
двух точках цепи возбуждения.
На гидрогенераторах, турбогенераторах с водяным охлаждением обмотки ро-
тора, а также на всех турбогенераторах мощностью 300 МВт и выше должна
предусматриваться защита от замыканий на землю в одной точке цепи возбуж-
дения. На гидрогенераторах эта защита должна действовать на отключение, а на
турбогенераторах - на сигнал.
На турбогенераторах с тиристорной и высокочастотной системами возбуждения
применяется серийно выпускаемая промышленностью защита типа КЗР-З, вы-
полняемая с наложением на цепь возбуждения переменного тока частотой 25
Гц и измерением активного тока, определяемого величиной сопротивления
изоляции цепей возбуждения.
Основные элементы и цепи защиты показаны на принципиальной схеме
(рис.82). Источником тока частотой 25 Гц является магнитный делитель
частоты (МДЧ), питающийся от сети собственных нужд. Ток частотой 25 Гц
подается через вспомогательное устройство (ВУ) на обмотку возбуждения
генератора (LG) и на землю (на вал генератора); ВУ содержит частотные
фильтры, запирающие для выхода в защиту слагающие напряжения часто-
той 50, 150, 300 Гц, конденсаторы, отделяющие цепи возбуждения от защи-
ты, разрядник, защищающий измерительные цепи защиты при появлении
перенапряжения на выходе ВУ.
Чтобы защита реагировала на изменение сопротивления изоляций, на ее
измерительный орган должна подаваться только активная составляющая на-
ложенного тока. Для ее выделения используется фазочувствительная схема,
состоящая из диодов VD2 - VD5 и баластных резисторов R6 - R9, на ко-
130
торую подаются наложенный ток через трансформатор тока ТА и на-
пряжение частотой 25 Гц от вторичной обмотки МДЧ.
Среднее напряжение на выходе фазочувствительной схемы:
иеых = 1с^(р,
где <р - угол между наложенным током 1 и создающим его напряжением.
Рис.82. Принципиальная схема защиты КЗР-З
131
Результат сравнения этого напряжения с эталонным, полученным от де-
лителя напряжения (резисторы R12, R14, R16, R18, R22), подается на
чувствительное магнитоэлектрическое реле КА. При срабатывании этого
реле, через контакт реле времени КТ, с выдержкой времени получает
питание выходное реле KL2 и замыкает свой контакт в сигнальной цепи.
Выдержка времени необходима для предотвращения излишних сигналов
при срабатывании защиты в условиях переходных процессов (при син-
хронизации, гашении поля и др.).
Для отключения генератора при замыкании на землю во второй точке це-
пи возбуждения применяется переносное устройство типа КЗР-2 (рис. 83).
Одно такое устройство может использоваться на нескольких турбогенерато-
рах с одинаковыми параметрами цепей возбуждения. Оно подключается к
генератору и вводится в работу после появления замыкания на землю в од-
ной точке цепи возбуждения, о возникновении которого можно судить по
сигналу, поступающему от защиты КЗР-З, или по результатам
периодического измерения сопротивления изоляции цепей возбуждения с
помощью вольтметра.
Рис.83. Принципиальная схема защиты КЗР-2
Защита КЗР-2 работает по принципу четырехплечевого моста, в диаго-
наль которого включены реагирующие органы (реле KV1 и KV2). Плечами

132
моста являются сопротивления обмотки возбуждения генератора от места
первого замыкания на землю до ее полюсов и сопротивления потенциоме-
тров устройства R1 iiR2.
Перед вводом защиты в работу мост уравновешивается путем установки
движка потенциометра R2 в положение, при котором показания вольтметра
PV равны нулю или близки к нему. Накладка SX1 при этом должна быть
разомкнута. По окончании настройки накладка SX1 включается и защита
вводится в работу.
При возникновении замыкания на землю во второй точке равновесие
моста нарушается и в его диагонали появляется ток. Если величина тока
превышает ток срабатывания, то срабатывает поляризованное реле KVI либо
KV2 в зависимости от того, к какому из полюсов окажется второе замыка-
ние ближе первого.
Для предотвращения излишних срабатываний защиты при переходных
замыканиях во второй точке и в условиях переходных процессов’защита
действует с выдержкой времени (0,5 ... 1,0 с), устанавливаемой на реле КТ.
Недостатком рассматриваемой защиты является наличие $ нее «мертвой
зоны», так как чем ближе второе замыкание на землю будет расположено к
первой точке замыкания,тем меньше будет ток в реле. Если первое замыка-
ние произошло на кольцах ротора, защита вообще не будет действовать не-
зависимо от места второго замыкания на землю. Защиту нельзя использо-
вать, если первое замыкание на землю возникнет в цепи возбуждения возбуди-
теля, так как в этом случае она может неправильно подействовать при изме-
нении положения реостата возбуждения.
5.2.10. Защита ротора от перегрузки
Длительная перегрузка обмотки ротора турбогенераторов с непосредствен-
ным охлаждением не допускается. Для предотвращения повреждения ротора
при перегрузке предусматривается специальная защита с помощью реле,
имеющего характеристику зависимую от тока ротора. Такая защита типа РЗР-
1М устанавливается на турбогенераторах мощностью 160 МВт и более. Защита
имеет две ступени: с первой она действует на развозбуждение генератора, со
второй - на отключение генератора от сети и гашение поля. Каждая ступень
имеет свою зависимую характеистику выдержки времени, при этом выдержка
времени первой ступени при одних и тех же значениях тока ротора примерно
на 20 % меньше выдержки времени второй ступени.
5.2.11. Защита от асинхронного режима при потере возбуждения
Защита от асинхронного режима реагирует на изменение величины и фа-
зы полного сопротивления на выводах генератора при потере возбуждения.
133
Защита выполняется с помощью одного из трех реле сопротивления , вхо-
дящих в дистанционную защиту типа БРЭ 2801. Реле включается на раз-
ность фазных токов и линейное напряжение.
Если асинхронный режим недопустим для генератора или для энергосис-
темы, то защита действует на отключение генератора, гашение поля и оста-
нов турбины.
5.3. Особенности защит синхронных компенсаторов
Конструктивно синхронные генераторы и синхронные компенсаторы ни-
чем не отличаются, Поэтому у синхронных компенсаторов возникают те же
повреждения, что и в синхронных генераторах. Для защиты от них исполь-
зуются известные виды защит:
1.	От междуфазных повреждений в обмотке статора - продольная диф-
ференциальная защита;
2.	От межвитковых замыканий - поперечная дифференциальная защита;
3.	От замыканий на землю в обмотке статора - токовые защиты на базе
трансформатора нулевой последовательности с подмагничиванием;
4.	От повреждения в обмотке возбуждения — защита от замыканий в од-
ной точке обмотки возбуждения.
Отличие защит синхронных компенсаторов от синхронных генераторов
состоит в следующем:
1.	Защита от перегрузки синхронного компенсатора действует на раз-
грузку, то есть на уменьшение тока возбуждения.
2.	Синхронные компенсаторы не участвуют в подпитке внешних КЗ, по-
этому защита от внешних КЗ не применяется.
З.	У синхронных компенсаторов используют, как правило, реакторный
пуск. Для исключения прямого пуска (самозапуска) на синхронных компен-
саторах применяется защита минимального напряжения, отключающая син-
хронный компенсатор при исчезновении напряжения.
На турбогенераторах с непосредственным охлаждением проводников об-_
моток рекомендуется устанавливать устройства защиты от асинхронного
режима с потерей возбуждения. При действии указанных устройств защиты
должен подаваться сигнал о потере возбуждения.
Генераторы, не допускающие асинхронного режима, а в условии дефи-
цита реактивной мощности в системе и остальные генераторы потерявшие
возбуждение, должны отключаться от сети при действии указанных уст-
ройств (защиты или автоматического гашения поля).
134
б.Защита электродвигателей
Повреждения электродвигателей:
1) Замыкания на землю. Защита от замыкания на землю устанавливается на
них при токе замыкания более 10 А (Р<2000 Вт), при мощности более 2000
Вт и при токе замыкания на землю более 5 А. Защита действует на
отключение.
2) Междуфазные КЗ. В качестве защиты используют токовую отсечку или
продольную дифференциальную защиту, действующую на отключение.
Защита от витковых замыканий на электродвигателях не
устанавливается. Ликвидация повреждения этого вида осуществляется
другими защитами электродвигателей, поскольку витковые замыкания в
большинстве случаев сопровождаются замыканием на землю или переходят
в междуфазные.
Электродвигатели напряжением до 500 В защищаются от КЗ всех видов
(в том числе и от однофазных) с помощью плавких предохранителей или
быстродействующих автоматических выключателей.
Ненормальные режимы работы:
1)	перегрузка током больше номинального;
2)	неполнофазный режим;
3)	самозапуск.
Защита от многофазных КЗ
При мощности до 500 кВт используется токовая отсечка. Наиболее
просто выполняется токовая отсечка с помощью реле прямого действия,
встроенного в привод выключателя.
Рис 84
Ток срабатывания отсечки выбирается
7 -к -к -7
1СЗ~ ЛН ЛСХ 1пуск’>
135
где inycK— пусковой ток двигателя; ксх ~^/3 (рис.84а), ксх =1 (рис.84б);
кн -1,8 (реле РТ-40), kh~2 (реле PT-82, РТ-84 и реле прямого действия).
Токовую отсечку двигателей до 2000 кВт следует выполнять, как
правило, по более простой и дешевой однорелейной схеме (рис.84а).
Недостатком этой схемы является более низкая чувствительность, по
сравнению с отсечкой на двух реле (рис.84б), к двухфазным КЗ (фазы А и С)
в 7з раз.
Поэтому на электродвигателях мощностью 2000...5000 кВт токовая
отсечка для повышения чувствительности выполняется двухрелейной.
Двухрелейную схему токовой отсечки следует применять на
электродвигателях мощностью до 2000 кВт, если коэффициент
чувствительности однорелейной схемы при двухфазном КЗ на выводах
электродвигателя менее 2.
На электродвигателях мощностью 5000 кВт и более устанавливается
продольная дифференциальная защита. Эта защита выполняется в
двухфазном или трехфазном исполнении с реле типа РНТ-567. Ток
срабатывания реле принимается 2 -1цом-
При двухфазном исполнение дополнительно устанавливается защита от
двойных замыканий.
Ток срабатывания выбирается
= котс • 1нб'рОСч >
^нб.расч ~ ^одн ‘ ^сх ' ^пуск •
Защита от замыканий на землю электродвигателей напряжением
3-10 кВ
Выполняется с помощью одного токового реле РТЗ-51, которое
подключается к трансформатору тока нулевой последовательности (рис.85).
Ток срабатывания
^сз —	’ ^с»
где /с- емкостной ток двигателя; кг{ =1,2... 1,3; к$-коэффициент,
учитывающий бросок емкостного тока электродвигателя при внешних
перемежающихся замыканий на землю. Для защиты, действующей без
выдержки времени к q =3... 4.
Ток срабатывания не должен превышать 10 А для электродвигателей до
2000 кВт, и 5 А для электродвигателей до 5000 кВт и более. Если расчетная
величина тока срабатывания получается большей, то необходимо время
срабатывания принять t = 1 ...2 с и А:^=1,5...2.
136
Рис.85. Сема подключения реле защиты
Если питание электродвигателя подается по двум параллельным кдбелям,
то трансформаторы тока, надетые на каждый кабель, соединяются
последовательно и подключаются к одному общему реле. На
электродвигателях большой мощности, для питания которых используется
больше двух кабелей, защиту от замыканий на землю выполняют одним
общим трансформатором тока нулевой последовательности типа THII
аналогично защите генераторов.
Для защиты от двойных замыканий на землю на электродвигателях,
оснащенных продольной дифференциальной защитой в двухфазном
исполнении к вторичной обмотке трансформатора тока нулевой
последовательности подключается второе токовое реле, имеющее уставку
срабатывания 100-200 А (первичный ток), как и в защите генераторов.
Ток срабатывания при двойных замыканиях на землю
I сз ~ ^стс ‘ пб расч »
Г '	_ ь , . ь ,ут
1 нб.расч ~ л одн к ап	пуск •
Защита от перегрузки
Предусматривается на электродвигателях, подверженным перегрузкам по
технологическим причинам (вентиляторы, дымососы, мельницы, дробилки и
т. д.), а также на электродвигателях с особо тяжелыми условиями пуска и
самозапуска длительностью более 20 с. Перегрузка - симметричный режим,
поэтому защита от нее может быть выполнена одним реле, включенным в
любую фазу электродвигателя. Выдержка времени защиты отстраивается от
длительности пуска электродвигателя в нормальном режиме и самозапуска
после действия УАВР и УАПВ. Обычно осуществляется индукционными
элементами реле РТ-80, электромагнитные элементы которых используются
для выполнения токовой отсечки (токовая отсечка осуществляется
двухступенчатой защитой).
137
Действует защита на отключение допускается на электродвигателях с
тяжелыми условиями пуска или самозапуска, а также в тех случаях, когда
отсутствует возможность своевременной разгрузки без остановки
электродвигателей или если нет постоянного дежурного персонала.
Ч ок срабатывания защиты
Ьз ~ ~' 1ном >
кв
где £к=1,1...1,2.
Время срабатывания составляет £сз=(10...15) с.
7. Резервирование отказов в действии релейной зашиты и
выключателей
Неотключенное КЗ разрушительно воздействует на поврежденный
элемент. Опасно для данной электроустановки и для сети в целом. Поэтому
резервирование отключения КЗ является обязательным условием при
осуществлении релейной защиты.
Резервирование отключения КЗ с использованием для этой цели
резервного действия защит соседних элементов сети принято называть
дальним резервированием. Такой способ резервирования обладает
высокой надежностью, так как резервирующее и резервируемое устройство
не имеют общих элементов конструкции и поэтому не могут быть
поврежденными по одной и той же причине. Для осуществления дальнего
резервирования не требуется специальных устройств релейной защиты. Эти
положительные качества дальнего резервирования определяют его широкое
распространение.
Основным недостатком дальнего резервирования является сложность в
обеспечении требуемой чувствительности защит, осуществляющих дальнее
резервирование, особенно в сложных сетях с протяженными и сильно
загруженными линиями при наличии параллельных ветвей и мощных
подпиток.
Наряду с дальним резервированием применяется так называемое
ближнее резервирование. Для резервирования, кроме основной релейной
защиты, данный элемент электроустановки оборудуется резервным
комплектом защиты. Резервная защита действует на отключение тех же
выключателей, что и основная защита. При этом релейная защита, как
правило, обеспечивает необходимую чувствительность при повреждениях в
конце защищаемой линии.
Для повышения эффективности ближнего резервирования защит
необходимо, чтобы основная и резервная защиты имели независимые друг
138
от друга измерительные и оперативные цепи, а также независимые
источники питания. Кроме того, желательно, чтобы основная и резервная
защиты имели разный принцип действия, реагировали на разные,
электрические величины, например, ток и сопротивление или другие. Такое
выполнение основной и резервной защит в наибольшей степени исключает
возможность отказа обеих защит из-за одной общей причины. Для
обеспечения этих условий применяют подключение основных и резервных
защит к разным трансформаторам тока (или чаще к разным вторичным
обмоткам одного трансформатора тока), использование двух
трансформаторов напряжения, двух аккумуляторных батарей. К системе
ближнего резервирования относят также устройства резервирования
отказа выключателей (УРОВ), которые запускаются защитами
отказавшего выключателя и действуют на отключение всех выключателей
данной подстанции, через которые ток КЗ подходит к месту повреждения -
линии с отказавшим выключателем. УРОВ предназначается для ликвидации
с наименьшими потерями повреждений, сопровождающихся отказов
выключателя, и КЗ в зоне между трансформатором тока и выключателем
(если применяются выносные трансформаторы тока).
Рис. 86. Пример действия УРОВ
139
При КЗ на линии W1 (рис.86) в случае отказа выключателя Q1 УРОВ
отключит выключатели Q5, Q6 и Q9, отделяя тем самым место повреждения
от неповрежденной части энергосистемы. Без напряжения останется только
часть системы шин подстанции А. В том же случае при дальнем
резервировании действие релейной защиты будут отключены выключатели
Q2-Q4.
Недостатком дальнего резервирования является также его низкое
быстродействие. Время отключения КЗ может достигать 3-5 с.
Таким образом, ближнее резервирование обеспечивает более быструю и
селективную ликвидацию повреждения, при этом не возникает задач с
обеспечением необходимой чувствительности пусковых органов. В тоже
время система ближнего резервирования менее надежна, так как
устанавливается на одном и том же объекте и может отказать по‘той же
причине.
Устройство резервирования отказа выключателя
К схеме УРОВ предъявляются высокие требования надежности:
-	с одной стороны должны обеспечить надежное отделение
поврежденного участка сети в случае отказа выключателя (а в ряде случаев
и основной релейной защиты поврежденного элемента);
-	с другой стороны не должно срабатывать неправильно (ложно - при
ошибках эксплуатационного персонала и излишне - при КЗ, отключать
нормально и не сопровождаться отказом выключателей или основной
защиты поврежденного элемента), поскольку при этом может быть
отключено несколько присоединений.
В связи с этим схема УРОВ выполняется исходя из следующих
принципов:
-	пуск УРОВ осуществляется релейной защитой одновременно с
действием ее на отключение поврежденного присоединения;
-	УРОВ действует с выдержкой времени, необходимой для отстройки от
нормальной операции отключения релейной защитой исправного
выключателя;
-	предусматривает дополнительный (второй) контроль наличия
неотключенного КЗ, независимый от релейной защиты, пускающей УРОВ.
Пуск^УРОВ осуществляется контактом промежуточного реле KL1,
повтор^щего положение соответствующего выхода реле Р3.1. Пуск УРОВ
при этом осуществляется в случае отказа выключателя по любой причине, в
том числе и при обрыве цепи отключающей катушки.
При срабатывании Р31 в цепи отключающей катушки YAT выключателя
Q1 появляется ток. Одновременно срабатывает KL1, запускающий схему
УРОВ. Этот контакт (SQ) остается замкнутым, пока не переключатся
вспомогательные контакты SQ в цепи отключающей катушки, что
140
происходит при нормальном отключении исправного выключателя. В
противном случае вспомогательный контакт SQ в цепи отключит YAT.
В случае отказа Q1 УРОВ отключит выключатели Q6, Q6 и Q9.
Одновременно контактами выходного реле осуществляется при
необходимости запрет АПВ отключенных присоединений. Промежуточное
реле с токовыми обмотками, аналогично KL1, устанавливается в цепях
отключения выключателей всех других присоединений. Контакты этих реле
присоединяются параллельно контактам KL.
сигнал
0*3*1 4 РУ1	1	YAT1
рчьА-ш-
от КУ
Других
защит
• KL1.2
+	...> отключение Q1
। KL2.2
Ь—-'''. > отключение Q2
отключение Q
отключение Q5, Q6, Q9
запрет АПВ Q5, Q6
Рис.87. Схема УРОВ с токовыми реле контроля
Контроль наличия неотключенного КЗ в рассматриваемой схеме
выполнен с помощью токовых реле, что позволяет обеспечить более
высокую чувствительность. Для этого используют специальные т^сфазные
токовые реле типа РТ-40/Р, содержащие промежуточный трансформатор TL
с первичными обмотками Wi, W2 и W3 и вторичной Wbtop (рис.88).
141
Рис.88
Ко вторичной обмотке через выпрямитель VS подключается
исполнительный орган (реле РТ-40). Для защиты от перенапряжений, или
песинусоидального характера, устанавливаются С и R.
Число витков W2 и W3 в два раза больше, чем Wi.
Выдержка времени выбирается по условию надежности отстройки его от
времени отключения исправного выключателя. При этом кроме времени
действия собственно выключателя необходимо учитывать время
срабатывания и возврата всех реле защиты и управления выключателем и
УРОВ. Обычно оно составляет 0,2...0,5 с.
142
8. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПОВТОРНОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ
Значительная часть коротких замыканий (КЗ) на воздушных линиях
электропередачи (ВЛ), вызванных перекрытием изоляции, схлестыванием
проводов, гололедом и другими причинами, при достаточно быстром от-
ключении повреждений релейной защитой самоустраняется. При этом элек-
трическая дуга, возникшая в месте КЗ, гаснет, не успевая вызвать сущест-
венных разрушений (неустойчивые КЗ). По статистическим данным доля
неустойчивых повреждений составляет 50-90% Успешность действия АПВ
на ВЛ 110-220 кВ достигает 75-80%, на ВЛ 330 кВ - 65-70% и на ВЛ 500-
750 кВ - около 50%. Наиболее эффективно применение АПВ на линиях с
односторонним питанием, так как в этих случаях каждое успешное действие
АПВ восстанавливает питание потребителей и предотвращает аварию.
Неустойчивые КЗ часто возникают не только на ВЛ, но и на шинах под-
станций. Поэтому на подстанциях, оборудованных быстродействующей за-
щитой шин, также применяется АПВ, которое производит повторную пода-
чу напряжения на шины в случае их отключения РЗ. Устройствами АПВ ос-
нащаются все одиночно работающие трансформаторы мощностью 1000
кВА и более и трансформаторы меньшей мощности, питающие ответствен-
ную нагрузку..
Варианты устройств АПВ могут быть классифицированы следующим
образом:
1.	по воздейст вию: па три фазы выключателя (ТАПВ) или на одну фазу
(ОАПВ);
2.	по типу коммутационной аппаратуры, на которую воздействует
устройство АПВ: воздушные или масляные выключатели, контакторы или
магнитные пускатели, предохранители;
3.	по характеру электропитания объекта, на выключатели которого
воздействует устройство АПВ: элементы энергосистемы, имеющие одно-
стороннее или двухстороннее питание, входящие в кольцевую схему или
образующие одиночную транзитную связь;
4.	по кратности действия: одно- и многократные АПВ;
5.	по способу выполнения: механические, пневматические и электри-
ческие;
6.	по времени действия: быстродействующие АПВ (БАПВ), обеспечи-
вающие возможность создания бестоковой паузы с временем 0,5 с и менее,
и обычные - с регулируемым временем бестоковой паузы;
7.	по способу контроля напряжения на повторно включаемом объ-
екте: АПВ с контролем отсутствия или наличия напряжения;
8.	по способу проверки синхронизма при АПВ*. с улавливанием син-
хронизма (АПВУС), с ожиданием синхронизма (АПВОС), несинхронное
143
АПВ (НАПВ), в сочетании с самосинхронизацией генераторов и компенса-
торов (АПВС), с контролем синхронизма.
Особое место занимают устройства АПВ, срабатывающие после восста-
новления частоты и напряжения. Первые применяются для АПВ выключа-
телей (ЧАПВ), отключенных устройствами АЧР, вторые - для АПВ двига-
телей, отключаемых для обеспечения самозапуска ответственной нагрузки.
К устройствам АПВ предъявляются следующие требования:
-	схемы АПВ должны приходить в действие при аварийном отключении
выключателя, находящегося в работе;
-	схемы АПВ не должны приходить в действие при оперативном отклю-
чении выключателя персоналом, а так же, когда выключатель отключается
РЗ сразу после его включения персоналом. Запрет на действие АПВ при
срабатывании газовой или дифференциальной защит трансформатора;
-	схемы АПВ должны обеспечивать определенное количество повтор-
ных включений;
-	время действия АПВ должно быть минимальным для обеспечения
нормального режима работы потребителей и успешного самозапуска двига-
тельной нагрузки (наименьшая выдержка времени для линий с односторон-
ним питанием 0,3 - 0,5 с);
-	схемы АПВ должны обеспечивать быстрый возврат в исходное поло-
жение готовности к новому действию после включения выключателя.
Преимущество должно даваться устройствам, обеспечивающим наи-
большую надежность действия, простоту исполнения и эксплуатации.
На рис.89 изображена схема техфазного АПВ однократного действия с
пуском от несоответствия положения выключателя и положения ключа
управления.
При отключении выключателя релейной защитой возникает несоответст-
вие между положениями выключателя и ключа управления SA, которым
1амкнута цепь 4—5 (рисунок 2). По причине этого несоответствия, после то-
го как сработает реле KL1, включается реле времени КТ. Это реле контактом
КТ. 2 вводит токоограничивающее сопротивление резистора R2 (для обеспе-
чения термической стойкости обмотки реле КТ), а контактом KT.I, имею-
щим заданную выдержку времени, замыкает цепь разряда конденсатора С
па параллельную обмотку реле KL2. Реле KL2 срабатывает и удерживается
контактом KL2.1 во включенном положении своей последовательной об-
моткой до того времени, пока вспомогательные контакты SQ. 1 выключателя
разомкнут ее цепь после включения.
Однократность действия устройства АПВ создается конденсатором С,
разряд которого происходит после замыкания цепи контактом КТ. 1.
Конденсатор сможет зарядиться вновь только после включения выклю-
чателя, когда реле KL1 будет длительно обесточено и его контакт разомк-
нут. Время заряда конденсатора составляет 16 — 20 с и может регул иро-
144
ваться изменением сопротивления резистора R3. При отключенном выклю-
чателе конденсатор С зарядиться не может, так как заряд постоянно стекает
но цепи С — замкнутый контакт КТ. 1 — параллельная обмотка реле KL2 -—
отрицательный полюс источника. После отключения выключателя ключом
управления один из пакетов ключа размыкает цепь 4—5. Этим снимается
оперативный ток с контакта реле KL2.1. Заряд с конденсатора стекает по
указанной выше цепи, так как реле КТ включено и его контакт КТ. 1 замк-
нут, а также через обмотку реле КТ на минус источника оперативного тока.
После включения выключателя ключом управления или устройством АПВ
повторное действие устройства АПВ может произойти только после того,
как зарядится конденсатор С (для РПВ-58 время заряда 20 -25 с). Если
включение линии произведено на КЗ, релейная защита произведет отклю-
чение раньше, чем устройство АПВ будет готово к действию. Для предот-
вращения многократных включений и отключений выключателя в случае
длительной подачи включающей команды и неустраняющегося КЗ 'в схеме
предусмотрено реле KL3. Если по какой-либо причине окажется длительно
замкнутой цепь на включение выключателя (например, из-за приваривания
контакта реле KL2.1) и выключатель включится на КЗ, то под действием
защиты он отключится. Обратного включения не произойдет, так как в мо-
мент отключения последовательная обмотка реле KL3 будет обтекаться то-
ком. Реле KL3 сработает. При этом контакт KL3.2 разомкнет цепь электро-
магнита включения, контактом KL3.1 включится параллельная обмотка реле
KL3 (реле останется во включенном положении до тех пор, пока не будет
разомкнута эта цепь самоудерживания) и еще одним контактом KL3 замк-
нется цепь сигнализации о неисправном состоянии устройства АПВ или
ключа управления.
Время действия устройства АПВ регулируется уставкой времени реле
КТ. Предусмотрена возможность осуществлять ускорение защиты после
(или до) работы устройства АПВ. Для этого возможно использовать замы-
кающий (или размыкающий) контакт KL2.2.
Время срабатывания устройства однократного АПВ определяется по
двум условиям:
1, согласование с временем деионизации среды в месте повреждения
*ЛПВ,1 -*д +41
где td - время деионизации искрового промежутка, Л/~ время запаса,
учитывающее погрешность реле времени схемы АПВ (обычно
At - 0,30,5 с);
2. согласование с временем готовности привода выключателя
{АПВ,1 ~*г.п. +2it,
где	-0,2+ 1,0 с. - время готовности привода (зависит от типа выключа-
теля).
145
Рис.89. Устройство трехфазного АПВ однократного действия с пуском от
несоответствия положения выключателя и положения ключа управления
Время автоматического возврата в исходное положение выбирается по
условию обеспечения однократности действия (конденсатор С в схеме АПВ
должен зарядиться не раньше, чем произойдет отключение выключателя
релейной защитой после его повторного включения на устойчивое КЗ)
teAHB^tP3 + tomK+At
где tP3 — наибольшая выдержка времени защиты; toniK - время отключения
выключателя.
Особенностью выбора времени срабатывания устройств АПВ устанавли-
ваемых на параллельных линиях с односторонним питанием является .то,
что АПВ должно начинать действовать только после отключения повреж-
денной цепи с двух сторон. Обычно выключатель приемного конца отклю-
чается защитой с малой или отсутствующей выдержкой времени, а выклю-
чатель питающего конца линии может отключаться резервной защитой с
большим временем срабатывания. Поэтому время срабатывания АПВ при-
емного конца должно быть больше времени срабатывания АПВ питающего
конца.
Время срабатывания АПВ питающего конца линии можно определить
ЬлПВ - 1РЗ ~ 1РЗ ~Чкд + ^ +
где t'P3 и 1РЗ - минимальное время срабатывания РЗ питающего конца ли-
нии и максимальное время срабатывания РЗ приемного конца линии соот-
146
ветстаенно; teKJl~ время включения выключателя питающего конца линии.
Для исключения действия АПВ приемного конца линии после неуспеш-
ного повторного включения выключателя питающего конца (неустранимое
КЗ) в его пусковую цепь добавляют орган проверки наличия напряжения на
линии.
Автоматическое ускорение действия защиты при АПВ применяется для
ускорения ликвидации КЗ и повышения надежности работы энергосистемы
и потребителей. Ускорение защиты после АПВ предусматривается, как пра-
вило, на всех линиях как мера повышения надежности защиты линии в це-
лом.
Ускорение защиты осуществляется после каждого срабатывания устрой-
ства АПВ с использованием контакта KL2.2 (на рис.89 не показан). Ускоре-
ние защиты до АПВ (рис.90а) применяется для сети, состоящей из несколь-
ких последовательно включенных участков линий и при наличии односто-
роннего питания. Это ускоряет отключение короткого замыкания действием
максимальной токовой защиты (МТЗ) не зависимо от того на какой из ли-
ний радиальной сети произошло КЗ, а после повторного включения МТЗ
действует с нормальной выдержкой времени. При КЗ на головном или сле-
дующем за ним участке линии отключение осуществляется без выдержки
времени действием МТЗ головного участка. После АПВ при не устранив-
шемся КЗ поврежденная линия будет отключена с выдержкой времени.
Цепь ускорения нормально замкнута (контакт KL5.J) и при срабатываний
МТЗ отключение будет осуществлено без выдержки времени через контак-
ты КТ1.2 и KL5.1. После АПВ при не устранившемся КЗ контакт KL5.1,
имеющий выдержку на замыкание, будет разомкнут и отключение произой-
дет с нормальной селективной выдержкой времени. Недостатком ускорения
релейной защиты до АПВ является перерыв электроснабжения потребите-
лей при отказе устройства АПВ головного участка.
+ — +	—
а)
Рис.90. Схема ускорения действия релейной защиты:
а) до АПВ; б) после АПВ
АПВ
\KL2.2!
KL4
——> па откя.
147
Ускорение защиты после АПВ (рис.90б) предусматривается как мера по-
вышения надежности работы энергосистемы и потребителей и применяется
на любых линиях. Вначале действует селективная защита и производит от-
ключение поврежденного участка. В момент осуществления повторного
включения устраняется (уменьшается) выдержка времени защиты или же
вводится в работу быстродействующая защита (токовая отсечка). Цепь ус-
корения нормально разомкнута контактом промежуточного реле KL2.2, ко-
lopoe срабатывает перед повторным включением выключателя и запускает
реле KL5, имеющее замедление на возврат 0,7-1 с. При повторном включе-
нии на устойчивое КЗ защита второй раз действует без выдержки времени
но цепи ускорения через контакты КТ1.2 и KL5. Этот способ ускорения за-
щиты наиболее распространен. В качестве реле ускорения обычно исполь-
зуется реле типа РП18-1 (РП-252).
9.	АВТОМАТИЧЕСКИЙ ВВОД РЕЗЕРВНОГО ПИТАНИЯ
(АВР)
Все устройства АВР должны удовлетворять следующим основным тре-
бованиям:
1.	Схема АВР должна приходить в действие при исчезновении напряже-
ния на шинах потребителя по любой причине, в том числе при аварийном,
ошибочном или самопроизвольном отключении выключателей рабочего ис-
точника питания, а также при исчезновении напряжения на шинах, от кото-
рых осуществляется питание рабочего источника. Включение резервного
источника часто допускается также при КЗ на шинах потребителя.
2.	Для того чтобы уменьшить длительность перерыва питания потреби-
телей, включение резервного источника питания должно производиться
сразу же после отключения рабочего источника.
3.	Действие АВР должно быть однократным, чтобы не допускать не-
скольких включений резервного источника на неустранившееся КЗ.
4.	Схема АВР не должна приходить в действие до отключения выключа-
теля рабочего источника, чтобы избежать включения резервного источника
на КЗ в не отключившемся рабочем источнике. Выполнение этого требова-
ния исключает также в отдельных случаях несинхронное включение двух
источников питания.
5.	Для того чтобы схема АВР действовала при исчезновении напряжения
на шинах, питающих рабочий источник, когда его выключатель остается
включенным, схема АВР должна дополняться специальным пусковым орга-
ном минимального напряжения.
6.	Для ускорения отключения резервного источника при его включении
148
на неустранившееся КЗ должно предусматриваться ускорение защиты ре-
зервного источника после АВР. Это особенно важно в тех случаях, когда
потребители, потерявшие питание, подключаются к другому источнику, не-
сущему нагрузку. Ускоренная защита обычно действует по цепи ускорения
без выдержки времени. В установках собственных нужд, а также на под-
станциях, питающих большое число электродвигателей, ускорение защиты
осуществляется до 0,5 с. Такое замедление ускоренной защиты необходимо,
чтобы предотвратить ее неправильное срабатывание в случае кратковре-
менного замыкания контактов токовых реле в момент включения выключа-
теля под действием толчка тока, обусловленного сдвигом по фазе между
напряжением энергосистемы и затухающей ЭДС тормозящихся электродви-
гателей, который может достигать 180°.
На рис.91 изображена схема АВР двухтрансформаторной подстанции. Ис-
ходно оба трансформатора Т1 и Т2 включены и осуществляют питание по-
требителей секций шин низшего напряжения, а выключатель Q5 выключен.
При отключении по любой причине выключателя Q1 трансформатора Т1
его вспомогательный контакт SQ1.2 размыкает цепь обмотки промежуточ-
ного реле KL1. В результате якорь реле KL1, подтянутый при включенном
положении выключателя, при снятии напряжения отпадает с некоторой вы-
держкой времени и размыкает контакты .Второй вспомогательный контакт
SQ1.3 выключателя QI, замкнувшись, подает плюс через еще замкнутый
контакт KL1 на обмотку промежуточного реле KL2, которое своими контак-
тами производит включение секционного выключателя Q5, воздействуя на
контактор включения YAC5. По истечении установленной выдержки време-
ни реле KL1 размыкает контакты и разрывает цепь обмотки промежуточно-
го реле KL2. Если секционный выключатель Q5 включится действием схе-
мы АВР на неустранившееся КЗ и отключится релейной защитой, то его по-
вторного включения не произойдет. Таким образом, реле KL1 обеспечивает
однократность АВР и поэтому называется реле однократности включения.
Реле KL1 вновь замкнет свои контакты и подготовит схему АВР к новому
действию лишь после того, как будет восстановлена нормальная схема пи-
тания подстанции и включен выключатель Q1. Выдержка времени на раз-
мыкание контакта KL1 должна быть больше времени включения выключа-
теля Q5, для того чтобы он успел надежно включиться.
С целью обеспечения АВР при отключении выключателя Q2 от его
вспомогательного контакта SQ2.2 подается команда на катушку отключения
YAT1 выключателя Q1. После отключения Q1 схема АВР запускается и дей-
ствует, как рассмотрено выше.
Аналогично рассмотренному выше АВР секционного выключателя будет
действовать и при отключении трансформатора Т2.
149
TV1
Рис.91. Схема АВР секционного выключателя: а) схема первичных соеди-
нений; 6) цепи переменного напряжения; в) цепи оперативного тока
Кроме рассмотренных случаев отключения одного из трансформаторов
150
потребители также потеряют питание, если по какой-либо причине останут-
ся без напряжения шины высшего напряжения. Схема АВР при этом не по-
действует, так как оба выключателя Т1 (QI и 02) или Т2 (Q3 и Q4) останутся
включенными. Для того чтобы обеспечить действие схемы АВР и в этом
случае, предусмотрен специальный пусковой орган минимального напря-
жения, в состав которого входят реле KV1, КУ2 и КУЗ. При исчезновении
напряжения на шинах высшего напряжения питающих 77, а следовательно,
и на шинах А минимальные реле напряжения, подключенные к трансформа-
тору напряжения TV1, замкнут свои контакты и подадут плюс оперативного
тока на обмотку реле времени КТ через контакт реле КУЗ. Реле КТ при этом
запустится и по истечении установленной выдержки времени подаст плюс
на обмотку выходного промежуточного реле KL3, которое произведет от-
ключение выключателей Q1 и Q2 трансформатора Т1. После отключения
выключателя Q1 схема АВР подействует, как рассмотрено выше.
Реле напряжения КУЗ предусмотрено для того, чтобы предотвратить от-
ключение трансформатора Т1 от пускового органа минимального напряже-
ния в случае отсутствия напряжения на шинах низшего напряжения другой
секции, когда действие схемы АВР будет заведомо бесполезным. Реле КУЗ,
подключенное к трансформатору напряжения TV2 секции шин Б, при отсут-
ствии напряжения на ней размыкает контакт КУЗ. 1 и разрывает цепь от кон-
тактов 07. / и КУ2.1 к обмотке реле времени КТ.
Аналогичный пусковой орган минимального напряжения предусматри-
вается для отключения трансформатора Т2 в случае исчезновения напряже-
ния на шинах высшего напряжения питающих Т2 (на рис.91 не показан).
Пусковые органы минимального напряжения должны выполняться таким
образом, чтобы они действовали только при исчезновении напряжения на
шинах подстанции и не действовали при неисправностях в цепях напряже-
ния.
В рассмотренной схеме на рис.91 и в схеме на рисунке 92а, а контакты
минимальных реле напряжения КУН и КУ2.1 включены последовательно,
что предотвращает отключение рабочего трансформатора Т1 при отключе-
нии одного из предохранителей в цепях напряжения. Однако ложное от-
ключение трансформатора Т1 все же может произойти, если повредится
трансформатор напряжения TV1 или отключится автоматический выключа-
тель в цепях напряжения. Для повышения надежности используются два
минимальных реле напряжения, включенных на разные трансформаторы
напряжения.
Пусковой орган минимального напряжения может быть выполнен с од-
ним реле времени типа ЭВ-23 5К, включенным через трехфазный выпрями-
тельный мост ВУ-200 (рис.92б). Это реле времени начинает работать лишь в
том случае, если напряжение исчезнет или понизится одновременно на трех
фазах.
151
КТ1.1 КТ2.1
На отключение
КТ]. 2
На сигнал
КТ2.2
в)
КА.1
KV.I
На отключение
KF1
YAT
КТ
KvTl^. KV2J~
д)
+
Рис.92. Схемы пусковых органов АВР: а) с двумя реле минимального на-
пряжения; б) с одним реле времени (ЭВ-235К); в) с двумя реле времени
(ЭВ-235); г) с одним реле минимального напряжения и одним реле мини-
мального тока; д) с реле понижения частоты
Схемы пусковых органов минимального напряжения могут быть выпол-
нены также с помощью двух реле времени типа ЭВ-235 переменного на-
пряжения (рис.92в). Эти реле, подключаемые непосредственно к трансфор-
маторам напряжения, при исчезновении напряжения начинают работать и с
установленной выдержкой времени замыкают цепь отключения выключате-
ля рабочего источника питания. В схемах пусковых органов минимального
напряжения обычно предусматривается сигнализация при нарушении цепей
напряжения, которая действует в случае замыкания контакта одного реле
напряжения или реле времени. В схеме на рис.92в для сигнализации ис-
пользуется один из двух упорных замыкающих контактов реле времени.
152
В схеме на рисунке 92г блокировка от нарушения цепей напряжения
осуществляется с помощью минимального реле тока КА (обмотка реле на
схеме не показана),. В нормальных условиях, когда рабочий источник пита-
ет нагрузку, по обмотке реле КА проходит ток и оно держит контакт ра-
зомкнутым. При отключении рабочего источника или при исчезновении на-
пряжения на питающих шинах, когда исчезает ток нагрузки, замыкается
контакт КА. 1 и через замкнувшийся контакт KV. 1 создается цепь на сраба-
тывание реле времени КТ, которое отключает рабочий источник питания.
Замыкание только одного контакта KV. 7, когда контакт минимального реле
тока КА.1 остается разомкнутым, не приводит к отключению рабочего ис-
точника.
При отключении источника, к шинам которого подключен трансформа-
тор Т1, пусковой орган минимального напряжения может приходить в дей-
ствие не сразу, так как в течение некоторого времени (0,2-1,5 с) синхронные
и асинхронные электродвигатели могут поддерживать на шинах остаточное
напряжение, превышающее напряжение срабатывания минимального реле
напряжения. Это обстоятельство задерживает действие АВР.
Для ускорения в этих условиях действия устройства АВР пусковой орган
целесообразно дополнять реле понижения частоты, которое выявляет пре-
кращение питания раньше, чем минимальное реле напряжения. Это проис-
ходит потому, что после отключения источника питания электродвигатели
резко снижают частоту вращения, благодаря чему частота остаточного на-
пряжения также быстро снижается. При уставке срабатывания реле пони-
жения частоты 48 Гц оно сработает при снижении частоты вращения элек-
тродвигателей и синхронных компенсаторов всего на 4%, что происходит
уже через 0,1—0,2 с после отключения рабочего источника питания. Схема
пускового органа с реле понижения частоты KF приведена на рисунке 92д.
В случае отключения источника питания (исчезло напряжение на шинах
высшего напряжения, питающих 77) исчезнет ток в рабочем трансформато-
ре и понизится частота остаточного напряжения на шинах А. При этом сра-
ботают и замкнут свои контакты минимальное реле тока КА, включенного в
цепь трансформатора тока рабочего источника питания, и реле частоты KF,
подключенного ко вторичной обмотке 77'7, что приведет к созданию цени
на отключение выключателя рабочего трансформатора. Реле частоты KF
может сработать и при общесистемном снижении частоты, но цепь на от-
ключение рабочего источника при этом не образуется, так как по рабочему
трансформатору будет проходить ток нагрузки, под действием которого
контакт КА. I останется разомкнутым. С помощью реле напряжения KV1 и
реле времени КТ в рассматриваемой схеме выполняется пусковой орган ми-
153
нммильпого напряжения.
В распределительных сетях находят широкое применение схемы АВР,
обеспечивающие при срабатывании восстановление питания нескольких
подстанций сети, - так называемые сетевые АВР. Схема такого АВР приве-
дена на рис.93. Устройство двустороннего действия обеспечивает восста-
понлепие питания участков сети, расположенных слева и справа от под-
станции В, в случае нарушения питания от подстанций А и Б соответствен-
но.
Рис.93. Схема сетевого АВР: а) схема сети?
б) цепи напряжения и оперативного тока
Пуск схемы АВР осуществляется контактами реле напряжения KV1 или
KV2, подключенных к трансформаторам напряжения TV1 и TV2 соответст-
венно. В цепи обмотки реле времени КТ1 пускового органа АВР включены
замыкающие вспомогательные контакты автоматических выключателей
154
SSFJ и SSF2, благодаря чему предотвращается ложное срабатывание пуско-
вого органа в случае неисправности цепей напряжения, а также замыкаю-
щие контакты KV3.1 и KV4.1 реле напряжения, контролирующих наличие
напряжения со стороны резервного источника.В схеме пускового органа
схемы АВР предусмотрено второе реле времени КТ2 для возможности осу-
ществления двух различных уставок по времени в случае отключения ис-
точников питания от подстанций А к Б. Однократность действий рассмат-
риваемой схемы АВР обеспечивается двухпозиционным реле переменного
тока KQ типа РП-9. В нормальном режиме замкнуты контакты реле KQ. 1 и
подготовлена цепь обмотки выходного промежуточного реле KL. После
срабатывания этого реле, подающего команду на включение Q1, и замыка-
ния контактов реле положения "Включено" KQC.1, фиксирующего завер-
шение процесса включения Q1, реле KQ срабатывает и переключает свои
контакты, размыкая KQ.1 в цепи обмотки KL. Возврат реле KQ и подготовка
схемы АВР к новому действию осуществляются нажатием кнопки SB. Дей-
ствие сетевого АВР согласуется с АПВ линий, что обеспечивает наиболь-
пгую эффективность действия автоматики.
Выбор уставок АВР.
1. Выдержка времени срабатывания реле, обеспечивающего однократ-
ность действия АВР (от момента снятия напряжения с его обмотки до раз-
мыкания контакта), должна с некоторым запасом превышать время включе-
ния выключателя резервного источника питания:
е ~ ^екл +	’
где tCK3 - время включения выключателя резервного источника питания;
At ~ 0,3 т 0,5 с - время запаса.
2. Напряжение срабатывания минимального реле напряжения при вы-
полнении пускового органа (рис.92а) выбирается так, чтобы оно срабатывал
только при полном исчезновении напряжения и не приходил в действие при
понижениях напряжения, вызванных КЗ или самозапуском электродвигате-
лей. Напряжение срабатывания минимального реле напряжения можно оп-
ределить
^.р=^.кз/(км-к[//,
uc.p=uC3/(kh-kv),
где Uocm K3 - наименьшее расчетное значение остаточного напряжения при
КЗ;
Uc3 - наименьшее напряжение при самозапуске электродвигателей; Кн -
коэффициент надежности, принимаемый 1,25; Kv - коэффициент транс-
155
формации трансформатора напряжения.
Для определения наименьшего остаточного напряжения производятся
расчеты при трехфазных КЗ за реакторами и трансформаторами и расчет
епмочапуска электродвигателей. Принимается меныпее значение напряже-
ния срабатывания из полученных.
I I большинстве случаев обоим условиям удовлетворяет напряжение сра-
г»л тыкания, равное
Г	Uc ^(0,25 ^0,4)^^
где	- номинальное напряжение электроустановки.
10, АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЧАСТОТНАЯ РАЗГРУЗКА
(АЧР)
*
Пока в энергосистеме имеется вращающийся резерв активной мощ-
ности, системы регулирования частоты и мощности будут поддерживать за-
да штый уровень частоты. После того как вращающийся резерв будет исчер-
пан, дефицит активной мощности, вызванный отключением части генерато-
ров или подключением новых потребителей, повлечет за собой снижение
частоты в энергосистеме.
Небольшое снижение частоты (на несколько десятых герца) не пред-
сшвляет опасности для нормальной работы энергосистемы, хотя, как уже
отмечалось выше, и влечет за собой ухудшение экономических показателей.
Снижение же частоты более чем на 1-2 Гц представляет серьезную опас-
ность и может привести к полному расстройству работы энергосистемы.
Это в первую очередь определяется тем, что при понижении частоты
снижается частота вращения электродвигателей, а следовательно, и произ-
водительность приводимых ими механизмов собственных нужд тепловых
шектростанций. Вследствие снижения производительности механизмов
собственных нужд резко уменьшается располагаемая мощность тепловых
электростанций, что влечет за собой дальнейшее снижение частоты в энер-
госистеме. Таким образом, происходит лавинообразный процесс- "лавина
чистоты", который может привести к полному расстройству работы энерго-
системы. Кроме того современные крупные паровые турбины не могут дли-
тельно работать при низкой частоте из-за опасности повреждения их рабо-
чих лопаток.
Процесс снижения частоты в энергосистеме сопровождается также сни-
жением напряжения, что происходит вследствие уменьшения частоты вра-
щения возбудителей, расположенных на одном валу с основными ге-
нераторами. Если регуляторы возбуждения генераторов и синхронных ком-
пенсаторов не смогут удержать напряжение, то также может возникнуть ла-
винообразный процесс - "лавина напряжения”, так как снижение напряже-
156
ния сопровождается увеличением потребления реактивной мощности, что
еще более осложнит положение в энергосистеме.
Аварийное снижение частоты в энергосистеме, вызванное внезапным
возникновением значительного дефицита активной мощности, протекает
очень быстро - в течение нескольких секунд. Поэтому дежурный персонал
не успевает принять каких-либо мер, вследствие чего ликвидация аварий-
ного режима должна возлагаться на устройства автоматики. Для предот-
вращения развития аварии должны быть немедленно мобилизованы все ре-
зервы активной мощности, имеющиеся на электростанциях. Все вращаю-
щиеся агрегаты загружаются до предела с учетом допустимых кратковре-
менных перегрузок.
При отсутствии вращающегося резерва единственно возможным спо-
собом восстановления частоты является отключение части наименее от-
ветственных потребителей. Это и осуществляется с помощью специальных
устройств автоматической частотной разгрузки (АЧР), срабатывающих при
опасном снижении частоты.
Следует отметить, что действие АЧР всегда связано с определенным
экономическим ущербом, поскольку отключение линий, питающих элек-
троэнергией промышленные предприятия, сельскохозяйственных и других
потребителей, влечет за собой недовыработку продукции, появление брака
и т.п. Несмотря на это, АЧР широко используется в энергосистеме как сред-
ство предотвращения значительно больших убытков из-за полного рас-
стройства работы энергосистемы, если не будут приняты срочные меры по
ликвидации дефицита активной мощности.
Глубина снижения частоты зависит не только от дефицита мощности в
первый момент аварии, но и от характера нагрузки. Потребление мощности
одной группой потребителей, к которой относятся электроосветительные
приборы и другие установки, имеющие чисто активную нагрузку, не зави-
сит от частоты и при ее снижении остается постоянным. Потребление же
другой группой потребителей - электродвигателями переменного тока - при
уменьшении частоты снижается. Чем больше в энергосистеме доля нагрузки
первой группы; тем больше понизится частота при возникновении одинако-
вого дефицита активной мощности. Нагрузка потребителей второй группы
будет в некоторой степени сглаживать эффект снижения частоты, поскольку
одновременно будет уменьшаться потребление мощности электродвигате-
лями.
Отношение уменьшения потребления нгнрузкой активной мощности в
процентах (АР), к снижению частоты в процентах (Af), называется коэф-
фициентом регулирующего эффекта Кн:
K^bPlkf.
Значение коэффициента регулирующего эффекта нагрузки должно опре-
деляться специальными испытаниями и принимается при расчетах равным
157
I,5-2,5.
Устройства АЧР должны устанавливаться там, где возможно возник-
новение значительного дефицита активной мощности во всей энерго-
системе или в отдельных ее районах, а мощность потребителей, отклю-
чаемых при срабатывании устройства АЧР, должна быть достаточной для
предотвращения снижения частоты, угрожающего нарушением работы ме-
ханизмов собственного расхода электростанций, что может повлечь за со-
бой лавину частоты. Устройства АЧР должны выполняться с таким расче-
KIM, чтобы была полностью исключена возможность даже кратко-
временного снижения частоты ниже 45 Гц, время работы с частотой ниже
47 Гц не превышало 20 с, а с частотой ниже 48,5 Гц - 60 с.
При выполнении АЧР необходимо учитывать все реально возможные слу-
чаи аварийных отключений генерирующей мощности и разделения энерго-
системы или энергообъединения на части, в которых может возникнуть де-
фицит активной мощности. Чем больший дефицит мощности может воз-
никнуть, тем на большую мощность должно быть отключено потребителей.
Для того чтобы суммарная мощность нагрузки потребителей, отключаемых
действием АЧР, хотя бы примерно соответствовала дефициту активной
мощности, возникшему при данной аварии, АЧР, как правило, выполняется
многоступенчатой, в несколько очередей, отличающихся уставками по час-
тоте срабатывания.
На рис.94 приведены кривые, характеризующие процесс изменения час-
тоты в энергосистеме при внезапном возникновении дефицита активной
мощности. Если в энергосистеме отсутствует АЧР, то снижение частоты,
вызванное дефицитом активной мощности, будет продолжаться до такого
установившегося значения, при котором за счет регулирующего эффекта
нагрузки и действия регуляторов частоты вращения турбин вновь восстано-
вится баланс генерируемой и потребляемой мощности при новом, снижен-
ном значении частоты (кривая 1).
Иначе будет протекать процесс изменения частоты при наличии АЧР
(кривая II). Пусть, например, АЧР состоит из трех очередей с уставками
срабатывания 48, 47,5 и 47 Гц. Когда частота снизится до 48 Гц (точка 1),
сработают устройства первой очереди и отключат часть потребителей: де-
фицит активной мощности уменьшится, благодаря чему уменьшится и ско-
рость снижения частоты. При частоте 47,5 Гц (точка 2) сработают устройст-
ва АЧР второй очереди и, отключая дополнительно часть потребителей, еще
больше уменьшат дефицит активной мощности и скорость снижения часто-
ты. При частоте 47 Гц (точка 3) сработают устройства АЧР третьей очереди
и отключат потребителей на мощность, которая достаточна не только для
прекращения снижения частоты, но и для ее восстановления до номиналь-
ного или близкого к номинальному значения.
158
Рис. 94.Изменение частоты при возникновении дефицита активной
мощности; 1 - при отсутствии АЧР; II — при наличии АЧР
Устройства АЧР, используемые для ликвидации аварийного дефицита
мощности в энергосистемах, подразделяются на три основные категории.
Первая категория автоматической частотной разгрузки (АЧР1)-
быстро действующая (t = 0,1 - 0,3 с), предназначена для предотвращения
значительного снижения частоты в первое время развития аварии. Выпол-
няется е виде нескольких очередей с уставками срабатывания от 48,5 Гц до
46,5 Гц. В указанном диапазоне частот очереди АЧР распределяются рав-
номерно с минимальным интервалом по частоте 0,1 Гц. Мощность, под-
ключаемая к АЧР1, примерно равномерно распределяется между очередя-
ми.
Вторая категория автоматической частотной разгрузки (АЧР11) - предна-
значена для восстановления частоты до нормального значения, если она
длительно остается пониженной, или, как говорят, "зависает” на уровне
около 48 Гц. АЧРП работает после отключения части потребителей от
АЧР1, когда снижение частоты прекращается и она устанавливается на
уровне 47,5 - 48,5 Гц.
Верхний уровень уставок по частоте устройств АЧРП принимается в
пределах 48,8 - 48,6 Гц на 0,2 Гц выше верхнего уровня усгавок по частоте
АЧР1. При этом диапазон уставок АЧРП по частоте должен быть 0,3 Гц с
интервалом по очередям 0,1 Гц. Весь объем разгрузки АЧРП разделяется на
три-четыре части (например, 40, 30 и 30% общего объема).
Уставки по времени устройств АЧРП устанавливаются возрастающими от
АЧРП с максимальными уставками по частоте к АЧРП с минимальными ус-
тавками. Наиболее ответственных потребителей при этом следует подклю-
чать к АЧРП с минимальными уставками по частоте (максимальными ус-
тавками по времени). Выдержки времени АЧРП отличаются друг от друга
на 3 с и принимаются равными 5-90 с. Большие выдержки времени АЧРП
• 159
принимаются для того, чтобы за это время были мобилизованы резервы ак-
тинон мощности, имеющиеся в энергосистеме: загружены все работающие
in регаты, пущены и загружены резервные гидроагрегаты. При этом нам
большие выдержки времени (70 - 90 с) следует принимать в условиях воз-
можной мобилизации мощности ГЭС.
В дефицитных энергосистемах, получающих мощность от соседних энер-
юсистем, применяется также быстродействующая специальная очередь
АЧР с уставкой срабатывания 49 Гц. Эта очередь предназначена для пре-
цогнращения снижения частоты в до верхних уставок АЧРП в случаях, ко-
гда не удается реализовать оперативные ограничения потребителей, а также
дня разгрузки межсистемных связей при возникновении дефицита мощно-
сти в энергообьединенйи. Потребители, отключенные действием спецоче-
рсди АЧР, должны быть включены в работу не позже чем через 2 ч после их
отключения.
Кроме двух категорий автоматической частотной разгрузки - АЧР1 и
АЧРП - в эксплуатации применяется также так называемая дополнительная
разгрузка. Такие устройства АЧР применяются для осуществления местной
разгрузки при возникновении большого дефицита активной мощности в
районе энергосистемы или на отдельной подстанции, когда суммарной
мощности потребителей, подключенных к очередям АЧР1 и АЧРП, оказыва-
стся недостаточно для ликвидации возможного дефицита активной мощно-
сти в этом районе.
Действие устройств АЧР должно сочетаться с другими видами авто-
матики. Так, например, для того чтобы АЧР было эффективным, нагрузка
потребителей, отключенных при аварийном снижении частоты, не должна
подхватываться устройствами АПВ и АВР. Поэтому АПВ линии, отключен-
ной действием АЧР, должно блокироваться (не следует путать с АПВ после
АЧР, т.е. с особым видом автоматики, принципы выполнения и схемы кото-
рой рассмотрены ниже). Линии и трансформаторы, обеспечивающие ре-
«ервиое питание в схемах АВР, должны отключаться теми же очередями
АЧР, что и основные питающие линии и трансформаторы.
Для ускорения восстановления питания потребителей, отключенных при
срабатывании АЧР, применяется специальный вид автоматики - АПВ после
АЧР (или ЧАПВ). Устройство ЧАПВ срабатывает после восстановления
частоты в энергосистеме и дает импульс на включение отключенных потре-
бителей.
Действие ЧАПВ должно осуществляться при частоте 49,5 - 50 Гц. На-
чальная уставка по времени ЧАПВ принимается равной 10-20 с, конечная -
в зависимости от конкретных условий. Минимальный интервал по времени
между смежными очередями ЧАПВ в пределах энергосистемы или отдель-
ного узла - 5 с. Мощности нагрузки по очередям ЧАПВ обычно распреде-
ияются равномерно. Очередность подключения потребителей к ЧАПВ - об-
160
ратная очередности АЧР, т.е. к последним очередям АЧР подключаются
первые очереди ЧАПВ.
Доля нагрузки, подключаемой к ЧАПВ, в каждом конкретном случае
должна определяться с учетом местных условий (возможности повторного
снижения частоты в отделившихся на изолированную работу районах, пере-
грузки линий электропередачи, замедления восстановления параллельной
работы действием АПВ с улавливанием синхронизма и тд.).
На рис.95 приведена схема совмещенных АЧР1 и АЧРП. Действие АЧР
осуществляется с помощью реле частоты KF1 промежуточного реле KL1 и
выходного реле KL2. Устройство АЧРП выполняется с помощью реле час-
тоты KF2 и реле времени КТ1. Сигнализация срабатывания АЧР1 и АЧРП
выполняется с помощью указательных реле КН1 и КН2 соответственно.
При выполнении АЧР только одного вида (АЧР1 или АЧРП) соответствую-
щая часть реле исключается из схемы.
Рис.95. Схемы АЧР1 и АЧРП с двумя реле частоты;
б- с одним реле частоты с переключением уставок
С целью экономии реле частоты 90 многих случаях для осуществления
совмещенного АЧР используются специальные схемы, в которых преду-
сматривается переключение уставки одного реле частоты. Одна из таких
схем приведена на рис.96. В схеме АЧР используется одно реле частоты KF
типа РЧ-1, на измерительных элементах которого настроены уставки, соот-
ветствующие АЧР1 и АЧРП. В нормальном режиме до срабатывания KF
замкнут контакт KL2.1 двухпозиционного реле типа РП8, чем обеспечивает-
ся готовность к действию обоих измерительных элементов реле, настроен-
ных на уставки АЧР1 и АЧРП.
При снижении частоты до уставки АЧРП замкнется контакт KF1 и реле
KL1 контактом KL1.1 подаст плюс на верхнюю обмотку реле KL2, которое,
переключив свои контакты, выведет из действия измерительный элемент с
161
уставкой АЧРП. Если частота понизится до уставки АЧР1, контакт KF1 при
этом не разомкнется или, разомкнувшись кратковременно, замкнется вновь,
после чего с небольшим замедлением сработает промежуточное реле KL3 и
контактом KL3.1 подаст импульс через указательное реле КН1 на выходное
промежуточное реле KL5. На этом работа схемы закончится.
+ KL5.2
KL2.1
KL5.3
>3 Кизмери-
- тельному
органу РЧ
На отклю-
чение
Рис.96. Схемы АЧР1 и АЧРП с одним реле частоты с переключением
уставок
Если частота не снизится до уставки АЧР1, схема будет продолжать рабо-
тать. Реле времени КТ1, сработав при замыкании контакта KL2.3, будет са-
моудерживаться через свой мгновенный замыкающий контакт КП.1. Спус-
тя выдержку времени, установленную на проскальзывающем контакте
КТ1.2, будет подан плюс на нижнюю обмотку реле KL2, и оно переключит
свои контакты, вновь вводя в действие измерительный элемент с уставкой
АЧРП. В течение всего времени, пока не замкнется проскальзывающий кон-
такт КТ 1.2, схема будет готова к действию на отключение без выдержки
времени в случае снижения частоты до уставки АЧР1. После замыкания
проскальзывающего контакта КТ 1.2 и переключения контактов реле KL2
цепь отключения от АЧР1 будет выведена и в работе останется только
АЧРП. После переключения KL2 сработают вновь KF (если частота в энер-
162
госистеме будет ниже уставки срабатывания АЧРП) и реле KL1 и запустится
реле времени КТ2, которое, доработав, через указательное реле КН2 подаст
плюс на выходное реле схемы KL5. Промежуточное реле KL4, обмотка ко-
торого включена параллельно обмотке КТ1, будет держать своим контактом
KL4.1 разомкнутой цепь верхней обмотки реле К 1'2, предотвращая его по-
вторное срабатывание.
Возврат схемы в исходное положение осуществляется после срабаты-
вания выходного реле KL5, которое разомкнет контакт KL5.1 в цепи обмо-
ток реле КТ1 и К 1.4. Если схема не подействует на отключение вследствие
восстановления частоты в энергосистеме выше уставки АЧРП и возврата
реле KF, возврат схемы будет осуществлен шунтированием обмотки КТ1 по
цепи: упорный контакт КТ1.3 - размыкающий контакт KL1.3 - размыкаю-
щий контакт KL2.4. Выдержка времени АЧРП в рассматриваемой схеме оп-
ределяется суммой выдержек времени, установленных на КТ2 и на про-
скальзывающем контакте КТ 1.2.
На рис.97 приведена схема одной очереди АЧР с ЧАПВ. В этой схеме ис-
пользуется одно реле частоты, уставка срабатывания которого авто-
матически переключается. При снижении частоты до уставки срабатывания
соответствующей очереди АЧР сработает реле частоты KF и запустит реле
времени КТ1. После того как замкнется контакт реле времени КТ 1.1, срабо-
тают промежуточные реле KL1 и KL2 и отключат группу потребителей. Од-
новременно замыкающий контакт KLL2 введет в работу измерительный
элемент реле частоты типа РЧ-1 с уставкой, соответствующей уставке
ЧАПВ. Теперь после ввода в работу указанного измерительного элемента
контакт реле частоты разомкнется лишь после того, как частота в энерго-
системе восстановится до значения новой уставки, равного 49,5-50 Гц. Реле
KL1 при срабатывании замыкает также своим контактом KL1.2 цепь обмот-
ки промежуточного реле KL3, которое срабатывает и самоудерживается.
После восстановления частоты в энергосистеме реле KF и КТ1 разомкнут
свои контакты. При этом реле KL1 возвратится и замкнет контакт KL1.3 в
цепи обмотки реле времени КТ2. Поскольку контакт KL3.2 уже замкнут, ре-
ле КТ2 начинает работать, и, спустя выдержку времени, установленную на
проскальзывающем контакте КТ2.2, замкнет цепь обмотки промежуточного
реле KL4. Последнее, сработав, самоудерживается через свой замыкающий
контакт KL4.1 и подает импульсы на включение выключателей потребите-
лей, отключавшихся действием АЧР. Возврат схемы осуществляется после
замыкания упорного контакта реле времени КТ2.3, выдержка времени на
котором отличается от выдержки времени на проскальзывающем контакте
КТ2.2 примерно на 1 с. После замыкания упорного контакта KL3.2 реле KL3
возвратится и разомкнет контактом KL3.2 цепь обмотки реле времени КТ2.
Указательные реле КН1 и КН2, установленные в рассматриваемой схеме,
предназначены для сигнализации срабатывания АЧР и ЧАПВ. С помощью
163
накладки SX1 может быть выведена из действия полностью рассматривае-
мая автоматика, а с помощью накладки SX2 - только ЧАПВ.
Рис.97. Схемы АЧР с ЧАПВ
По схемам, приведенным на рис. 95 и 96, может быть выполнена также
схема совмещенного АЧР с ЧАПВ. При этом на реле частоты должны быть
выполнены три уставки по частоте, соответствующие АЧР1 АЧРП и ЧАПВ.
На линиях, оснащенных устройствами электрического АПВ, последние мо-
гут быть использованы для осуществления ЧАПВ при этом пуск АПВ дол-
жен осуществляться после восстановления частоты, соответствующей ус-
тавке ЧАПВ.