06 авторе
,
Шабад Михаил Абрамович 
кандидат технических наук,
заслуженный энерrетик
Российской Федерации,
известный специалист
по релейной защите
и электроавтоматике.

s

е
с
s;


:t
М. А. Шабад
"
.....


АВТОМАТИЗАЦИЯ
РАСПР ИТ ЬНЫХ
ЭЛЕ РИЧЕСКИХ С ЕЙ
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
ЦИФРОВЫХ Р Е
 
 .....
 

.,,-'
 .....
en; .........
:..--  
,. .....
.
М. А. Шабад  автор книr "Защита трансформаторов.! (1981).
.'Расчеты релейной защиты распределительных сетей.' (З...е
изд. 1985), нескольких брошюр в серии "Библиотека электро
MOHTepa Jl , выпущенных Энерrоатомиздатом. В настоящее
время заведует кафедрой "Релейная защита и автоматика
электрических станций, сетей и систем" Петербурrскоrо
энерrетическоrо института повышения квалификации рукова..
дящих работников и специалистов Минтопэнерrо РФ.
.....
...
Цифровая аппаратура
обеспечивает быстрое отключение
коротких замыканий релейной защитой
и быстрое восстановление электроснабжения
....
устроиствами автоматики
о паЖЕ пЕ к ЖУРНАпу
нrI1И

Бn6nnоте.ка эnектротеХ.inка
Вниманию специалистов
Вышли в свет следующие выпуски
 пРWlOженuе к журналу "Энерzетuк"
Основана в июне 1998 r.
"
--6n6ппоте&IКn зпектротех,.,nка :
Удрис А. П. Панель релейной защиты типа ЭПЗ1636 для ВЛ 110 
220 кВ (часть 1  устройство защиты, часть 2  обслуживание защиты).
Иноземцев Е. К. Ремонт высоковольтных электродвиrателей
электростанций (части 1 и 2).
Шкарин Ю. П. Высокочастотные тракты каналов связи по линиям
электропередачи (части 1 и 2).
Шуин В. А., ryceHKoB А. В. Защита от замыканий на землю в элект
рических сетях 6  1 О кВ.
Конюхова Е. А., Киреева Э. А. Надежность электроснабжения про
мышленных предприятий.
Моryзов В. Ф. Обслуживание силовых трансформаторов (части 1 и 2).
Таубес И. Р, Удрис А. П. Использование реле ДЗТ21 и ДЗТ23 дЛЯ
защиты трансформаторов, автотрансформаторов и блоков.
Киреева Э. А. Повышение надежности, экономичности и без
опасности систем цеховоrо электроснабжения.
Овчинников В. В. Защита электрических сетей 0,4  35 кВ (час
ти 1 и 2).
Иноземцев Е. К. Ремонт турбоrенераторов (части 1 и 2).
Яковлев л. В. Пляска проводов на воздушных линиях электропе
редачи и способы боьбы с нею.
Овчаренко Н. И. Дифференциальнофазная высокочастотная за
щита линий электропередачи напряжением 11 О  220 кВ ДФЗ201 .
Выпуск 1 (49)
М. А. Шабад
АВТОМАТИЗАЦИЯ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬН ЫХ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
ЦИФРОВЫХ РЕЛЕ
Подписку можно оформить в любом почтовом отделении связи по
объединенному каталоry "ПРЕССА РОССИИ". Том 1. Российские
и зарубежные rаэеты и журналы.
Индексы "Библиотечки электротехника"
 приложения к журналу "Энерrетик"
88983  для предприятий и орrанизаций;
88982  для индивидуальных подписчиков.
Адрес редакции
журнала "Энерrетик":
109280, Москва, ул. Автозаводская, д. 14/23.
Телефон (095)2751906
Email: energy@mail.magelan.ru
Москва
НТФ "Энерroпроrpесс", "Энерrетик"
2003

УДКjl2.1.315.925
ББК з;t'05
Ш12
Предисловие
"Библиотечки электротехника"
Распределительные электрические сети напряжением 6  35 кВ
(в ряде случаев до 11 О кВ) осущеСТRJIЯЮТ поставку электроэнерrии
практически всем потребителям: большим и малым промышлен
ным предприятиям, сельскому и коммунальному хозяйству, элект
рифицированным железным дороrам, rазопроводам и нефтепрово
дам. При этом 75 % всех нарушений электроснабжения потребите
лей происходит именно в распределительных электрических сетях.
Надежность электроснабжения потребителей в этих сетях обес
печивается комплексом технических решений, в том числе coopy
жением двух или более питающих линий (ЛЭП), установкой на
каждой подстанции (ПС) не менее двух понижающих трансформа
торов, секционированием ЛЭП и распределительных устройств
коммутационными аппаратами, а также путем использования
совершенных средств управления, защиты и автоматики (РЗА).
В 90x rодах в распределительных электрических сетях России
началось внедрение новых технических средств для обеспечения
высокой надежности электроснабжения: воздушных линий (ВЛ) с
изолированными проводами, однофазных кабелей (КЛ), BaKYYM
ных и элеrазовых выключателей, волоконнооптических каналов
связи, цифровых реле (терминалов) управления и защиты электро
установок. Вопросы использования цифровых реле для автоматиза
ции электрических сетей рассматриваются в этой брошюре.
В современном цифровом реле (терминале) MOryт быть COBMe
щены мноrие различные функции, в том числе функции РЗ от всех
возможных видов повреждений и ненормальных режимов работы
электроустановок, функции автоматическоrо повторноro включе
ния (АПВ) ЛЭП, автоматическоrо включения резервноro источни
ка питания (АВР), автоматическоro отделения поврежденноrо уча
стка и друrих автоматических устройств управления в аварийном и
послеаварийном режимах, функции измерения и записи электри
ческих величин, оперативноro и запроrраммированноrо упраRJIе
ния коммутационными аппаратами, функции определения места
повреждения на аварийно отключи вшейся ЛЭП и т.д.
Такие цифровые устройства называют мносоФун/(цuональнымu.
В отличие от традиционноro выполнения РЗА с помощью наборов
отдельных реле с одной, как правило, функцией (реле тока, напря
жения, времени т.п.), при использовании цифровых реле задачи
РЗА целесообразно решать комплексно.
rлавный редактор журнала "Энерreтик" А. Ф. ДЬЯКОВ
РЕДАКЦИОННЫЙ СОВЕТ
В. А. Семенов (председатель), и. И. Батюк (зам. председателя),
Б. А. Алексеев, К. М. Антипов, r. А. Безчастнов, А. Н. Жулев,
В. А. Забеrалов, В. Х. Ишкин, Ф. Л. KoraH, В. И. Кочкарев,
Н. В. Лисицын, Л. [. Мамиконянц, Л. Ф. Плетнев, В. И. Пуляев,
Ю. В. Усачев, М. А. Шабад
Шабад М. А.
Ш] 2 Автоматизация распределительных электрических
сетей с использованием цифровых реле.  М.: НТФ
"Энерrопроrресс", 2003  68 с.; ил. [Библиотечка элект
ротехника, приложение к журналу "Энерrетик",
Вып. 1(49)].
Рассмотрены технические преимущества uифровой аппаратуры pe
лейной защиты и автоматики (РЗА) при использовании ее для автомати
заuии распределительных электрических сетей 6  11 О кВ, как проекти
руемых, так и модернизируемых.
Представлены техникоэкономическое обоснование автоматиза
uии распределительных электрических сетей на базе uифровой аппара
туры РЗл. Показано, что затраты на автоматизаuию распределительных
электрических сетеи окупаются за счет уменьшения времени перерывз
электроснабжения и, следовательно, снижения ущерба у потребителей
электроэнерrии. Показан и дополнительный экономический эффект от
использования uифровых реле.
ISSN 0013 7278 @ НТФ "Энерroпроrpесс", "Энерreтик", 2003
3

Кроме больших функциональных возможностей цифровые
устройства РЗА обладают мноrими замечательными свойствами, в
том числе непрерывной автоматической самопроверкой, запоми
нанием событий, возможностью дистанционноro контроля и опе
ративноro изменения настройки РЗА с помощью ЭВМ и канала
связи или по заранее предусмотренному в этом же реле фактору.
Например, при включении ЛЭП от устройства АПВ уставка по Bpe
мени срабатывания РЗ может быть кратковременно понижена дJIя
ускорения отключения устойчивоro KOpOTKOro замыкания (КЗ). В
друrом случае может быть изменен весь набор уставок РЗА при из
менении, например, первичной схемы электрической сети. Эти
преимущества цифровых РЗАделают их наиболее перспективными
дJIя автоматизации распределительных электрических сетей.
Наряду с описанием функциональноrо назначения современной
цифровой аппаратуры РЗА и управления в этой брошюре paCCMaT
риваются вопросы техникоэкономическоrо обоснования BHeдpe
ния цифровой техники РЗА на проектируемых и модернизируемых
энерrообъектах напряжением 6  11 О кВ, в том числе приводится
методика экономическоro обоснования затрат на автоматизацию
электроснабжения за счет снижения денежной компенсации ущер
ба потребителям изза вероятных нарушений электроснабжения.
При водятся материалы из cOBeTcKoro, российскоro и зарубежноro
опыта оценки ущерба у различных катеroрий потребителей изза
прекращения электроснабжения, а также вероятностные критерии
надежности элементов электрических сетей, данные о вероятной
продолжительности нарушений электроснабжения и о зависимо
сти величины ущерба у потребителя от продолжительности OTCYТCT
вия электроснабжения. Эти материалы, полученные в результате
мноroлетних и дороroстоящих исследований, позволяют обосно
вать затраты на автоматизацию в твердой уверенности, что они OKY
пятся В течение ближайших нескольких лет только лишь за счет
снижения ущерба у потребителей изза недоотпуска электро
энерrии, и, следовательно, уменьшения расходов на компенсацию
этоrо ущерба со стороны электроснабжающей орrанизации. Ис
пользование цифровых устройств РЗАдает и дополнительный эко
номический эффект за счет существенноrо снижения расходов на
обслуживание РЗА, уменьшения размеров повреждения электроус
тановок при быстром отключении КЗ и осущестмения "профилак
тической" защиты электрооборудования от опасных ненормаль
ных режимов.
в журнале "Энерrетик" NQ 7 за 1998 f. опубликованы следующие
сведения о roдовых затратах американских энерroкомпаний США в
1994/2000 rr., млн долл.:
на создание АСДУ и телемеханизации электрических сетей 
110/140;
на автоматизацию подстанций  50/170;
на автоматизацию распределительных сетей  210/600.
Приведенные цифры подтверждают высокую ответственность
распределительных сетей и целесообразность можения большиХ
средств в их автоматизацию.
Появление цифровой аппаратуры РЗА не следует рассматривать
как сиrнал к HeMeдJIeHHoMY полному отказу от использования в
электрических установках существуюших традиционных устройств
РЗА с полупроводниковыми (аналоrовыми) и электромеханиче
скими реле. Там, rде расчеты указывают на возможность выполне
ния достаточно чувствительной, быстродействующей, селективной
(избирательной) и надежной РЗ с электромеханическими реле, их
можно использовать, учитывая, что в настоящее время они стоят
HaMHoro дешевле цифровых устройств, накоплен большой опыт их
обслуживания, имеются запасные части и специальные наборы ин
струмента дJIя ремонта и реryлировки этих реле, а также COBpeMeH
ные портативные устройства дJIЯ их обслуживания. Однако при He
обходимости модернизации и тем более при проектировании элек
троустановок надо провести серьезные техникоэкономические
расчеты дJIЯ сравнения вариантов использования более дешевой
традиционной аппаратуры РЗА и более дороrой цифровой аппара
туры РЗА, не обольщаясь при этом сиюминутной выrодой.
Законодательное закрепление материальной ответственности
российских электросетевых предприятий за надежность электро
снабжения требует от руководителей и ИТР особоro внимания к
автоматизации своих электрических сетей, как к одному из эффек
тивных средств повышения надежности электроснабжения. Изуче
ние BpeMeHHoro зарубежноro опыта автоматизации распредели
тельных сетей среднеro напряжения, а также отечественноro опыта
прошлых лет показывает, что вложение капитала в автоматизацию
этих сетей является выrодным делом.
Замечания и пожелания по данной брошюре
просим направлять по адресу:
109280, OCKBa, ул.Автозаводская, 14/23.
Редакция журнала "Энерrетик".
Автор
4
5

1. Существующие схемы
распределительных сетей и устройства
релейной защиты и автоматики
меняться устройства АПВ однократноrо или двукратноrо дейст
вия. Устройство АПВ двукратноro действия применяется в тех
случаях, коrда не имеется автоматическоrо резервирования по
требителей по сети с помощью устройств автоматическоrо вклю
чения резервноrо питания (АВР).
Современное выполнение цифровых устройств РЗА на
элементной базе вычислительной техники не отменяет извест
ные уже в течение 100 лет принципы работы основных типов РЗ
электрических установок от междуфазных кз: МТ3, направлен
ной токовой, дистанционной и дифференциальной Р3, и поэто
му В цифровых Р3 всех российских и зарубежных фирм эти прин
ципы используются В полной мере, предоставляя заказчику ши
рокие возможности выбора при использовании защиты на
конкретном объекте. Например, в наиболее широко применяе
мых МТ3, выполненных на элементной базе вычислительной
техники, предусматривается возможность использования по BЫ
бору ДBYX или трехступенчатой защиты, причем на третьей, чув
ствительной, ступени может быть установлена либо независимая
от тока, фиксированная выдержка времени, либо запроrрамми
рована одна из нескольких возможных обратнозависимых Bpe
мятоковых характеристик срабатывания.
В зависимости от требований к надежности электроснаб
жения потребителей применяются следующие схемы ВОЗДУШНbIХ
и кабельных ЛЭП: одиночные (радиальные); одиночные с aBТO
матическим секционированием; секционированные с автомати
ческим сетевым резервированием; петлевые; блочные (ли
ния  трансформатор).
1.2. Одиночные (радиальные) ЛЭП 3  10 кв с односторонним
питанием без автоматическоro секционирования. Пример таких
ЛЭП 10 кВ показан на рис. 1. Электроснабжение потребителей
осуществляется через однотрансформаторные ПС, как правило,
комплектные типа КТП, которые подключаются к радиальным
ЛЭП ВЛ] и ВЛ2с помощью ответвлений (отпаек) длиной от He
скольких сотен метров до нескольких десятков километров. Для
потребителей 1 катеroрии надежности устанавливаются ДBYX
трансформаторные КТП, а на стороне 0,4 кВ выполняется pac
пределительный щит с автоматическим переключением питания
всех потребителей от одноro из трансформаторов при отключе
нии одной из Л Э П ВЛ] или ВЛ2 или одноrо из трансформаторов.
Для выполнения автоматическоrо переключения питания YCTa
1.1. Требования Правил [1, 2] к РЗА распределительных сетей
среднеrо напряжения 3  10 кВ. Наряду с традиционными общи
ми требованиями к Р3 (селективность, быстродействие, чувстви
тельность и надежность) в "Правилах" [2] указаны типы и прин
ципы выполнения Р3 конкретно для воздушных и кабельных
сетей напряжением 3  10 кВ. Для ЛЭП в этих сетях должны
быть предусмотрены устройства Р3 от мноroфазных (междуфаз
ных) кз и от однофазных замыканий на землю. На одиночных
ЛЭП с односторонним питанием должны выполняться простые
максимальные токовые защиты (МТ3), ДBYX или трехступенча
тые (последнее трудно осуществить на дискретных аналоrовых
реле). На параллельно работающих ЛЭП или на ЛЭП с ДBYXCTO
ронним питанием выполняются направленные МТ3 от между
фазных кз, а при необходимости  дистанционные РЗ в про
стейшем исполнении.
3ащита от однофазных замыканий на землю (033) должна BЫ
полняться селективной (избирательной), указывающей номер
поврежденной ЛЭП, но допускается устанавливать неселектив
ную Р3, сиrнализирующую о замыкании на землю в данной
электрически связанной сети. В последнем случае отыскание по
врежденной ЛЭП производится поочередным отключением и
включением присоединений. По требованиям техники безопас
ности защита от 033 должна действовать на отключение повреж 
денноro присоединения, при этом она должна выполняться
селективной.
Автоматическое повторное включение (АПВ) должно преду
сматриваться для всех воздушных и смешанных кабельновоз
душныхЛЭП, а в ряде случаев и для кабельныхЛЭП. Moryт при
6
7

'Ок8
1m
IМИI
Рис. /. Схема сети 1 О кВ с одииочны
ми (радиальными) ЛЭП ЕЛl, ВЛ2:
Br  выключатель rоловной; Т/
(Т2)  трансформаторы 10/0,4 кВ;
Ав /, Ав2  автоматический воздуш
ный выключатель (автомат); САв 
секuионный автомат; РЗ  релейная
защита ЛЭП; АПВ2  устройство
АПВ двукратноro действия; АВР 
устройство автоматическоro включе
ния резервноrо питания
а)
протяженных ответвлений (параллель
ное секционирование). Эффект от aB
томатическоrо секционирования полу
чается за счет Toro, что при К3 за пунк
том секционирования (например, в
точке Кl на рис. 2, а) отключается ceK
ционирующий выключатель (ВС2), а
питание остальных потребителей
сохраняется.
1.4. Блок линия  трансформатор
(рис. 3). Для крупных предприятий
электроснабжение может предусмат
риваться по блочной схеме линия 
трансформатор, например, 10/0,4 кВ,
причем мощность трансформаторов
 может быть равна 630 кВ . А или
1 МВ. А и более при схеме соединения
их обмоток треуrольник  звезда с выведенной нейтралью.
Релейная защита на rоловном выключателеЛЭП вrвыполня
ется в виде двухступенчатой МТ3, состоящей из быстродейству
ющей токовой отсечки в двухрелейном исполнении и МТ3 с BЫ
держкой времени, как правило, в трехрелейном исполнении [2].
Если быстродействующая Р3 ЛЭП надежно защищает всю ли
нию И частично трансформатор, а Р3 с вьщержкой времени не
более I с защищает весь трансформатор; "Правила" [2] разреша
ют не выполнять собственную Р3 на трансформаторе, работаю
щем в блоке с ЛЭП. Данное разрешение не распространяется на
внутрицеховые трансформаторы, но в остальных случаях блоч
ная схема позволяет существенно упростить схему и защиту под 
станции на стороне ВН. Резервирование потребителей при
устойчивом повреждении одноrо из блоков осуществляется с по
мощью устройства АВР на стороне 0,4 кВ. Если на rоловном BЫ
ключателе ЛЭП введено устройство АПВ однократноrо дейст
вия, то время срабатывания устройства АВР на стороне 0,4 кВ
должно быть выше, чем время АПВ линии.
1.5. Одиночные ЛЭП с автоматическим сетевым резервирова
нием и автоматическим секционированием с помощью выключате
лей (рис. 4). На rоловных выключателях этих ЛЭП применяются
те же типы Р3, что и на одиночных ЛЭП с односторонним пита
нием. Это объясняется тем, что перед срабатыванием устройства
о)
Рис. 2. Схема сети 10 кВ с одиночны
ми линиями С автоматическим секцио
иированием выключателями ВС/, ВС2
(о) и выключателем наrрузкн ВН2 (6):
ДМЗ  делительная защита мини
мальноrо напряжения; КТПП  KOM
плектная трансформаторная проход
ная подстанuия 10/0,4 кВ
навливаются три автоматических воздушных выключателя (aB
томата) с электромаrнитами управления: два на вводах 0,4 кВАвl
и Ав2и один САв между секциями 0,4 кВ, а также устройство АВР.
Электроснабжение по одиночным радиальным ЛЭП не является
достаточно надежным, поскольку при устойчивом повреждении
в любой точке разветвленной мноrокилометровой ЛЭП она цe
ликом отключается от источника питания и на время ремонтных
работ нарушается электроснабжение потребителей, не имеющих
резервирования по 0,4 кВ.
1.3. Одиночные ЛЭП с односторонним питанием и с автомати
ческим секционированием (рис. 2). Для повышения надежности
электроснабжения по одиночным ЛЭП широко применяется aB
томатическое секционирование, Т.е. разделение линии на два
или несколько участков с помощью коммутационных аппаратов,
работающих автоматически. Пункты автоматическоrо секцио
нирования MOryт устанавливаться как в маrистральной ЛЭП
(последовательное секционирование), так и в начале наиболее
8
А ! 6 !
ТОкВ
8r1 @] Br2 @]
'АР81 IАПВ'
лr Л2
ЛТ1r ., AТ2r- "I"'"'
 Lt>.J  lt>.J LJ
тr Т2
 
- .
t A8Z
.fЦ. O,lM 1J
i;bll
Рис. З. Схема блоков ли
ния  трансформатор ЛТl
(ЛТ1)
9

@] LJA
12)
прямом направлении  от рабочеro источника А. Защита на этом
выключателе должна иметь б6льшую на ступень селективности
выдержку времени, чем РЗ на ВА, и на две ступени селективности
большую по отношению к РЗ на ВС2. В друrом режиме (рис. 4, в)
при КЗ в точке К2 мощность (ток) КЗ через этот же выключатель
ВС] проходит в обратном напрамении и, кроме TOro, он оказы
вается ближайшим к месту повреждения. Очевидно, что в этом
случае РЗ на ВС] должна сработать быстрее, чем защита на ВА, и
тем более РЗ на ВС2. Эти противоречивые требования не MOryт
быть выполнены с помощью простой МТЗ, и поэтому "Правила"
[2] предусматривают установку напраменной РЗ или простей
шей дистанционной РЗ. Заметим, что дистанционная РЗ дЛЯ pac
пределительных сетей (подобная ДЗ10) не выпускается.
Принцип фиксации изменения направления мощности при
изменении режима питания (рис. 4, били в) с целью автоматиче
CKOro изменения настройки РЗ на секционирующих выключат
лях может быть осущестмен и на электромеханических (полу
проводниковых аналоrовых), и на цифровых реле. Рассмотрим
эти варианты.
А. Установка двух комплектов традиционной МТЗ, из которых
один, работающий с меньшим временем, выполняется направленным
в сторону основНО20, рабоче20 источника питания. Например, на
выключателе ВС] при КЗ в точке РЗ К2 (рис. 4, в) будет работать
направленный комплект РЗ, отреryлированный на время сраба
тывания около 0,2 с, меньшее, чем время срабатывания защиты
на ВА, и тем более OCHOBHOro комплекта защиты на ВС2. В HOp
мальном режиме (рис. 4, а) или аварийном режиме питания сети
от источника А (рис. 4, б) направленный комплект РЗ на ВС] не
сможет сработать, так как мощность (ток) КЗ проходит через эту
защиту от OCHoBHoro источника А в сторону резервноro источни 
ка Б, и контакты реле направления мощности не замыкаются. В
этих режимах при КЗ действует дрyrой, основной, комплект
не направленной МТЗ с выдержкой времени большей, чем у за
щиты на ВА и у напраменноrо комплекта РЗ на ЕС2. Этот Ha
правленный комплект в режиме питания сети от источника А
(рис. 4, б) при КЗ в точке К] оказывается ближайшим к месту по
вреждения и срабатьтвает раньше всех, несмотря на то, что у Hero
имеется небольшая вьщержка времени  около 0,2 с. Такое He
большое замедление обеспечивает, как правило, селективность
между РЗ и плавкими предохранителями (ПП) трансформаторов
d}
8)
Рис. 4. Схема сети с автоматическим сетевым резервированием и автоматиче
ским секционированием в нормальном (а) и аварийных (6, в) режимах работы:
Br, ВС, ВА  выключатели rоловной, секционирующии, пункта ЛВР
АВРна пункте ceTeBoroABP(BA на рис. 4) rоловной выключатель
ЛЭП Br отключается делительной защитой минимальноro Ha
пряжения ДМЗ, которая срабатывает при продолжительном OT
сутствии напряжения на шинах питающей ПС А или Б. Такое
предварительное отключение производится с целью предотвра
щения опасных режимов:
подачи напряжения от резервноro источника по сети низшеrо
напряжения на устойчивое повреждение в сещ OCHOBHOro (рабо
чеrо) источника питания;
переrрузки резервноro источника питания.
Таким образом исключается прохождение мощности (тока)
через rоловной выключатель в напрамении из ЛЭП к шинам
питающей пс. Это и позволяет выполнять на rоловных выклю
чателях простую МТЗ.
На секционирующих выключателях ВС], ВС2 защита должна
выполняться более сложной, такой же, как для линий с ДBYCTO
ронним питанием. Это объясняется тем, что в режиме после cpa
батывания ceTeBOro устройства АВР и включения выключателя
ВА (рис. 4, б, в) через секционирующие выключатели ВС] и ВС2
мощность (ток) КЗ может проходить не в прямом, нормальном,
напрамении, а в обратном. Например, при КЗ в точке К]
(рис. 4, б) мощность (ток) КЗ через выключатель ВС] проходит в
10
11

УПЗС [3]. Изменение настройки РЗ может производиться и при
изменении направления мощности в режиме после срабатыва
ния ceTeBOro устройства АВР (на этом принципе построена спе
циальная полупроводниковая РЗ типаЛТЗ). Схемы с переключе
нием комплектов МТЗ при этих условиях выполнялись В КРУН
типа К  1 02 [3].
В. Использование цифровой МТ3 с двумя наборами уставок,
каждый из которых заранее выбран для режимов питания от иc
точникаА (рис. 4, б) и Б (рис. 4, в). Переключение с одноro набора
уставок на дрyrой и обратно может производиться по любому из
признаков изменения режима работы сети: изменение направле
ния мощности; длительное отсутствие напряжения; команда,
пришедшая по каналу связи. Это леrко осуществляется в одном и
том же цифровом реле, установленном на секционирующем BЫ
ключателе или на пункте АВР. Таким же образом цифровое реле
на rоловном выключателе может выполнить функции ДМЗ, и
тоrда отдельный комплект подобноro устройства не потребуется.
Функции АПВ также выполняются тем же цифровым реле (Tep
миналом), и отдельное реле АПВ (РПВ) не требуется.
Из сравнения описанных выше вариантов выполнения РЗ на
пунктах автоматическоrо секционирования, обеспечивающих
селективность в обоих режимах прохождения мощности (тока)
КЗ, хорошо видны преимущества цифровой аппаратуры РЗл. В
сочетании с современными коммутационными аппаратами и Ka
налами связи цифровая техника РЗА может обеспечить надежное
функционирование распределительных сетей с rлубоким aBTO
матическим резервированием и секционированием (рис. 5).
1.6. Использование выключателей наrpузки для автоматиче-
CKOro секционирования ЛЭП 10 кВ в сетях с автоматическим ре-
зервированием. Для автоматическоro секционирования ЛЭП
10 кВ широко используются выключатели наrpузки, устанавли
ваемые в закрытых помещениях  ЗТП10 или КТПП10. Ин
ститутом "Сельэнерrопроект" был разработан типовой проект
автоматизации ЗТП  1 О с целью использования этих ПС в качест
ве пунктов автоматическоro секционирования и АВР. В этом
проекте приведена схема специальной делительной автоматики
по току КЗ дЛЯ избирательноrо отключения ВН] или ВН2 в зави
симости от Toro, на какой из ЛЭП 1 О кВ (ВЛ 1 или ВЛ2) произош
ло КЗ (рис. 6). Для этоro в схеме автоматики предусмотрено TO
ковое реле контроля режима КЗ. На рис. 6, а показана часть сети
10/0,4 кВ, подключенных к ЛЭП между roловным ВТи секцио
нирующим выключателем Ве при повреждении на выводах
1 О кВ трансформатора в режиме питания от резервноro источни
ка (рис. 4, били в). Принципиальная схема РЗ приведена в [3].
Б. Установка двух комплектов простых МТ3 (ненаправленных)
с разными уставками по току и по времени. В нормальном режиме
более чувствительный и имеющий меньшее время срабатывания
комплект РЗ выведен из действия. Основной комплект, Hacтpo
енный селективно с защитой на пункте АВР(выключатель ВА на
рис. 4), постоянно введен в работу. При отключении OCHOBHOro
источника питания и автоматическом пере ключе нии линии на
питание от резервноro источника также автоматически вводится
в действие чувствительный комплект РЗ с меньшим временем
срабатывания. Автоматический ввод этоrо комплекта может
производиться при длительном отсутствии напряжения, обяза
тельно перед срабатыванием ceTeBoro устройстваАВР, например,
с помощью специальноrо устройства переключения РЗ типа
Рис. 5. Схема сетей 110 и 10 кВ с двусторонним питанием и устройствами aBТO
матики с высокой надежностью электроснабжеиия подстанций 10/0,4 кВ ПСJ,
ПС2
12
13

I к
I к
ВА2
J
IШJ
зтп

 ВАТ
/ 1 1
/(2 ВНТ \. 11Н2"\
IДмзl L.....J....
JТП
Вn2
 в
; Ф: -е
Кl НА
IAВ? I
восстанавливается от источника Б с помощью ceTeBoro устрой
ства АВ?, включающеro выключатель НА. Схема автоматики pac
смотрена в [3].
Опыт эксплуатации зтп указьmает на достаточно большую
вероятность КЗ на шинах 1 О кВ, при котором теряют питание все
присоединения этой пс. Для повышения надежности электро
снабжения в ряде ЭЭС секционируют шины 1 О кВ зтп с по
мощью масляноrо или BaКYYМHoro выключателя (Белэнерrо,
Ленэнерrо и др.). Если на этой зтп осуществляется нормальный
раздел сети, то секционный выключатель оборудуется РЗ и
устройствами АПВ и АВР. Если ЗТП является пунктом aBTOMa
тическоro секционирования, то РЗ на секционном выключателе
выполняют по одному из способов, описанных выше для пунк
тов секционирования ЛЭП с двусторонним питанием. Линии
10 кВ оборудуются на таких ЗТП выключателями наrpузки,
которые отключаются в бестоковую паузу устройствами
автоматики.
При использовании цифровой аппаратуры автоматика KOHT
роля режима KopoTKoro замыкания (ДА Т на рис. 6) выполняется
roраздо проще, чем с помощью аналоroвых электромеханиче
ских или полупроводниковых реле, так как одним из важных дo
стоинств цифровой техники является присущая ей способность
запоминания событий, в том числе и факта прохождения тока КЗ
и после TOro, как ток исчез. Вопросы секционирования распре
делительных сетей с помощью выключателей наrpузки paCCMaT
риваются также в следующих разделах.
1.7. Общие недостатки традиционных устройств РЗ. Почти
все существующие устройства РЗ в распределительных сетях
6  35 кВ в rородах, в сельской местности и на промьшшенных
предприятиях России выполнены на аналоroвых электромеха
Нических реле (более 95 % всех устройств РЗ), а остальные  на
полупроводниковых статических реле и немноrочисленных КУ
(например, ЯРЭ2200, ЧЭАЗ'а), на долю цифровых РЗ пока при
ходится едва ли 1 %. Справедливо будет отметить, что MHorO
летняя статистика неизменно показывает высокий процент пра
вильныхдействий РЗл. Однако, также известно сколь большими
трудозатратами обеспечивается этот высокий процент. Наряду
с необходимостью больших трудозатрат на обслуживание, для
аналоroвых реле характерны и некоторые дрyrие существенные
недостатки, которые препятствуют или существенно затрудняют
а)
щ !
ВА \..:::1
IAl1? I
Q)
Рис. 6 Схема резервируемой сети 10 кВ с автоматическим избирательиым ceK
ционированием выключателями наrрузки ВН! или ВН2:
ДА т  делительная автоматика по току;ДМЗ  делительная защита (автомати
ка) минимальноro напряжения
1 О кВ, питающаяся от источника А, до пункта ceTeBoro АВ? с BЫ
ключателем ВА. При устойчивом КЗ на линии ВЛ2 в точке КI
дважды  до и после АПВ первorо цикла  отключается выклю
чатель линии ВЛ 1 на подстанции А. Схема делительной aBTOMa
тики по току КЗ, ДА Тна ЗТП запоминает эти два броска тока и во
вторую бестоковую паузу дает команду на отключение выключа
теля наrрузки ВН2. При этом выключатель наrрузки ВН 1, имею
щий друryю схему автоматическоrо отключения, не успевает OT
ключиться блаrодаря большей выдержки времени срабатывания
этой автоматики. Второй цикл устройстваАПВ включает выклю
чатель линии ВЛ 1 и восстанавливает питание потребителей зтп.
Если к этому времени повреждение в точке Кl самоустранилось,
питание потребителей, подключенных к ВЛ2, будет восстановле
но действием ceTeBoro устройства АВ? Если КЗ оказалось устой
чивым, действие АВ? будет неуспешным, так как РЗ отключит
выключатель ВА после ero включения на КЗ.
При КЗ на ВЛ 1 в точке К2 (рис. 6, б) также отключается BЫ
ключатель линии ВЛ 1 на подстанции А, действует устройство
двукратноrо АПВ. Если повреждение не самоустраняется и АПВ
неуспешно, на подстанции ЗТП с выдержкой времени, большей,
чем время BToporo АПВ, срабатывает РЗ минимальноrо напря
жения и отключает выключатель наrpузки ВН1. Питание ЗТП
14
15

комплексную автоматизацию распределительных сетей. к таким
недостаткам следует отнести:
большое время отключения междуфазных КЗ, особенно на [o
ловных участках, Т.е. вблизи источников питания, изза больших
значений ступеней селективности, из за отсyrствия в большин
стве электроустановок ускорения РЗ после АПВ, изза OTCyrCT
вия лоrической защиты шин;
не возможность выполнения MHoroKpaTHbIx устройств АПВ, в
том числе изза указанноrо выше отсyrствия ускорения защиты
после АПВ;
большие трудности в выполнении устройств, запоминаю
щих сверхтоки КЗ и токи замыканий на землю, и следовательно,
невозможность использования этой РЗ в качестве индикаторов
повреждения на секционированных ЛЭП и ЛЭП с ответвления
ми к ПС СН/НН, а также, как следствие, большие трудности BЫ
полнения автоматическоrо отключения поврежденноrо участка
в бестоковую паузу с помощью ВЫКlIючателей наrpузки (управ
ляемых разъединителей);
большие трудности по выполнению устройств для автомати
ческоrо изменения уставок срабатывания РЗА при внезапном
изменении режима питания электрической сети, что необходимо
для сетей с двумя источниками питания и так называемым ceTe
вым АВ?,
отсyrствие эффективной РЗ от однофазных замыканий на
землю.
1.8. Существующие устройства автоматики и недостатки их ап
паратной базы. К устройствам сетевой автоматики в распредели
тельных сетях традиционно относят следующие типы устройств
[1, 2]:
автоматическое повторное ВКlIючение (АПВ) линий, шин,
трансформаторов;
автоматическое ВКlIюченце резервноrо источника питания
(АВР), выполнения KOTOpOro существенно различаются при
использовании на одном объекте (местный АВР) и в сетевом
районе (сетевой АВР);
автоматическая разrpузка линий (АРЛ), предназначенная для
отключения части наrрузки в тех аварийных случаях, Korдa pe
зервный источник не может обеспечить качественное электро
снабжение всех резервируемых потребителей;
автоматика деления (АД), иначе "делительная защита", пред
назначенная для аварийноrо отделения от сети особых катеrорий
потребителей, имеющих в своем составе синхронные reHepaTopbI
и синхронные электродвиrатели, с целью автоматическоrо раз
деления параллельно работающих источников питания в таких
аварийных ситуациях, коrда их параллельная работа становится
опасной, а также для предотвращения возможности автомати
ческой подачи напряжения на поврежденный элемент сети от
резервноro источника питания;
автоматическая частотная разrрузка (АЧР) и частотное АПВ
(ЧАПВ), выполняющие задачи отключения части потребителей
при опасном снижении частоты в ЭЭС или в отделившемся
энерrорайоне с целью восстановления допустимой частоты для
оставшихся потребителей, а затем осуществляющие автоматиче
ское включение отключенных потребителей после восстановле
ния нормальноrо режима работы;
автоматическая разrpузка (отключение части потребителей)
при снижении напряжения, выполняющая аналоrичные задачи
при опасном снижении напряжения у части потребителей (если
отсyrствуют друrие технические средства реryлирования
напряжения).
Перечисленные устройства автоматики в распределительных
сетях России в большинстве случаев выполнены на дискретных
электромеханических или полупроводниковых аналоrовых реле.
В результате можно отметить следующие существенные Heдo
статки этих устройств:
малое число ЦИКlIОВ АПВ (максимально два), что снижает эф
фективность АП В при неустойчивых повреждениях в воздушных
электрических сетях и препятствует использованию устройств
АПВ дЛЯ автоматизации переключений с целью выделения по
врежденноrо участка в секционированной распределительной
сети;
не возможность выполнения ceTeBoro АВР в виде комплекса
необходимых устройств РЗА изза указанных выше недостатков
аналоrовых устройств РЗА;
нецелесообразность выполнения новых и использования име
ющихся местных АВР на ПС 110/6  10 кВ и 35/6  10 кВ изза
отсyrствия быстродействующей РЗ шин (т.е. КРУ) 6 и 10 кВ;
автоматическая разrpузка линий при существующей аппара
туре может действовать только после АВР, Т.е. после возникнове
16
17

ния режима переrpузки резервноrо источника питания, так как
существующая РЗ не способна запоминать и анализировать
предшествующий режим работы объекта;
автоматические устройства, реаrирующие на скорость сниже
ния частоты в аварийных условиях (АД, А Ч Р), требуют большоro
количества аналоrовых реле для реализации необходимых функ
ций, что оrpаничивает область их практическоrо использования.
1.9. Результаты автоматизации распределительных сетей
3  10 кВ на базе существующих устройств РЗА (электромехани
ческих и полупроводниковых аналоrовых). В течение ряда лет раз
личными орrанизациями в СССР делались попытки осуществ
ления комплексной автоматизации распределительных сетей на
базе аналоrовых реле, однако изза указанных выше недостатков
этих реле решения оказывались rpомоздкими, неэффективными
и практически осуществлялись в небольших масштабах как
опытные. Удалось внедрить лишь отдельные виды автоматики
(АПВ линий, местные АВР, делительные защиты, АЧР).
Особенно неудовлетворительно были автоматизированы воз
душные сети в сельской местности, что вызывало и вызывает
продолжительные перерывы в электроснабжении потребителей.
Разумеется, причинами этоro положения являются не только oт
сутствие средств автоматизации, но и устаревшее первичное обо
рудование и несовершенные средства связи. Однако, если в co
здании и во внедрении новых выключателей и новых средств
связи наблюдается известный проrpесс, то в создании и во BHe
дрениИ средств комплексной автоматизации распределительных
сетей проrресса в России не наблюдается в основном изза малых
капиталовложений. Вместе с тем действующий rражданский
кодекс Российской Федерации предусматривает материальную
ответственность электроснабжающих орrанизаций за ущерб,
причиненный потребителям изза прекращения электроснаб
жения. Именно комплексная автоматизация на базе цифровой
техники в сочетании с современной коммутационной аппарату
рой и средствами связи может обеспечить существенное повы
шение надежности электроснабжения потребителей и вместе с
тем поможет снизить трудозатраты на обслуживание электросе
TeBoro хозяйства. Техникоэкономические обоснования капита
ловложений для автоматизации распределительных сетей pac
сматриваются в следующих параrpафах.
2. Современные цифровые реле:
функции защиты от междуфазных К3
и однофазных замыканий на землю
В Российской Федерации имеется более чем пятилетний по
ложительный опыт эксплуатации цифровых РЗ (терминалов) He
Скольких о:rечественных и зарубежных фирм. Сведения об этих
реле и их функциональных возможностях можно получить у
фирмизroтовителей, перечисленных НИЖе.
Первые цифровые реле в Россию поставил в 1992 r. известный'
концернАББ (АСЕА  Броун  Бовери), с которым наша страна
имеет почти столетние деловые и научные связи. Созданное в
1994 r. российское предприятие "АББ РелеЧебоксары" ocy
ществляет выпуск сотен отечественных реле (терминалов) серии
SPAC800, которые успешно работают во мноrих ЭЭС России
[4]. В сотрудничестве с друrими релестроительными фирмами,
входящими в концерн АББ, это предприятие осуществляет в
России комплексную автоматизацию энерrетических объектов
от нижнеrо до BepxHero уровней, Т.е. от реле до пульта оператора
(диспетчера). При этом для всех элементов объекта используют
ся соответствующие типы цифровых реле (терминалов) KOHцep
на АБ Б, в том числе для фидеров, секционных и вводных выклю
чателей, электродвиrателей и дрyrоrо электрооборудования
6  10 кВ  различные модификации терминалов SPAC800.
В Петербурrском энерrетическом институте повышения квa
лификации специалистов Минтопэнерrо Российской Федера
ции с 1992 r. действует Учебный центр цифровых реле АББ, rде
изучают аппаратное и проrpаммное обеспечение современной
РЗА сотни специалистов России и дрyrиx стран. Преподаватели
кафедры РЗА ПЭИпк выпустили несколько учебных пособий по
этой тематике [5  7].
18
19

В С.Петербурrе первые цифровые реле (терминалы) дЛЯ ВЛ 6
и 1 О кВ серии БМРЗ были разработаны и выпущены на предпри
ятии "Механотроника". Имеется пока еще небольшой положи
тельный опыт их эксплуатации, rлавным образом в ЭЭС
Ленэнерrо.
На мноrих энерrетических объектах РАО 'Тазпром" YCTa
новлены и эксплуатируются цифровые РЗ (терминалы) серии
СЕПАМ известной французской фирмы "МерлэнЖерэн", BXO
дящей ныне в электротехническую rpуппу "Шнайдерэлект
рик". В меньшем количестве эксплуатируются в России цифро
вые реле также хорошо известной rерманской фирмы "Сименс"
(новая серия SIPROTEC  Siemens Protection).
Цифровые реле для электроустановок 6  10 кВ, выпускаемые
разными фирмами, имеют ряд обших свойств, присущих цифро
вой аппаратуре. Кроме Toro, они выполнены в соответствии с
международными стандартами [5].
Важно отметить, вопервых, что цифровая аппаратура РЗ име
ет ряд орrанических преимуществ перед аналоrовой РЗ (электро
механической и полупроводниковой), которые проявляются
практически независимо от обслуживаюшеrо персонала. К ним
можно отнести непрерывную самодиаrностику, реrистрацию
процессов, мноrоФункциональность при небольших rабаритах,
стыковку с АСУ и Т.д. Но, BOBTOpЫX, В цифровых реле заложен
целый ряд возможностей, эффективное использование которых
целиком зависит от компетентности персонала заказчика, как на
стадии проектирования и заказа реле, так и при выборе парамет
ров срабатывания реле и выставлении их на реле (проrpаммиро
вание реле).
Функции РЗ распределительных сетей, заложенные в цифро
вых реле, четко подразделяются на три rpуппы, как это и преду
сматривается Правилами [1, 2]: РЗ от междуфазных КЗ, РЗ (сиr
нализация) от замыканий на землю, РЗ (сиrнализация) от раз
личных ненормальных режимов, опасных для электроустановок.
2.1. Защита от междуфазных КЗ. При выборе типа цифровоro
реле и уставок ero срабатывания для целей отключения между
фазных КЗ rлавной задачей является обеспечение минимально
возможноrо времени отключения междуфазноrо КЗ. Ускорение
отключения междуфазных КЗ в распределительных сетях YMeHЬ
тает размеры повреждения электрооборудования и стоимость
восстановительных работ, повышает процент успешных дейст
вийАПВ и АВР, и, следовательно, уменьшает вероятность идли
тельность перерыва электроснабжения. Например, по статисти
ке ежеrодно повреждается от 5 до 6 % КРУ 6 (l О) кВ, а в сельской
местности  до 12 % (журнал "Энерrетик", 1994, NQ 1). За счет
снижения времени отключения междуфазных КЗ можно будет
заметно уменьшить повреждаемость этоrо вида оборудования.
При выборе сечения проводов линий и кабелей можно достичь
сушественноrо снижения расхода металла пyrем снижения Bpe
мени отключения КЗ. Тем более, если использовать такие свой
ства цифровой аппаратуры РЗ, как ускорение отключения после
или дО АПВ, лоrическая зашита шин и друrие, рассмотренные
ниже.
Таким образом, желая полностью использовать возможности
цифровых реле для быстроrо селективноrо отключения между
фазных КЗ, заказчик должен иметь в виду следуюшее:
для участков сетей 6 (10) кВ, состояших из нескольких, после
довательно включенныхЛЭП, следует использовать реле с Tpex
ступенчатой МТЗ;
при выборе уставок срабатывания необходимо рассмотреть
возможность использования третьей (чувствительной) ступени
этой защиты с обратнозависимой времятоковой характеристи
кой, что в ряде случаев позволяет сушественно снизить время OT
ключения КЗ на rоловных участках по сравнению с вариантом
использования этой защиты с независимым от тока (фиксиро
ванным) временем срабатывания [6];
по результатам проведенных исследований рекомендуется ис
пользовать в России обратнозависимую характеристику третьей
ступени в реле SPAC800, именуемую нормальной (по стандарту
МЭК BS 142 1966 и IВC 2554 с коэффициентами а =о 0,02,
 == 0,14), которая обеспечивает наименьшее время отключения
КЗ, а также наилучшую селективность с имеющимися на смеж
ных участках сети стандартными отечественными электромеха
ническими реле типа РТ 80 и РТВ, полупроводниковыми КУ
типа ЯРЭ2201 (rдe заложена именно "нормальная" xapaK
теристика по этому стандарту МЭК), а на трансформаторах
10/0,4 кВ  с плавкими предохранителями типа ПКТ [6];
при использовании третьей ступени с фиксированным BpeMe
нем срабатывания, а также второй ступени (отсечки с выдержкой
времени), необходимо, с учетом времени отключения выключа
телей, стремиться к уменьшению ступеней селективности до
20
21

0,15  0,2 с, как это рекамендуется изroтавителем цифровых
реле;
при выпалнении АПВ линий, шин, трансфарматарав неабхо
дима испальзавать ускарение РЗ пасле АПВ, а в некаторых слу
чаях ускарение РЗ до, АПВ (см. далее  3);
для ускарения атключения КЗ на шинах 6 (10) кВ (в ячейках
КРУ) неабхадима испальзавать "лаrическую" защиту шин, пре
дусматренную в схемах РЗ с цифравыми реле.
Наряду с уменьшением времени действия РЗ ат междуфазных
КЗ важнай задачей является павышение ее чувствительнасти
за счет разумнаrа выбара така срабатывания: для такавых aTce
чек  путем испальзавания имеющеrася в цифравых реле aBTa
матическаrа заrрубления при брасках така включения; для чув
ствительнай ступени  пyrем систематическаrа анализа значе
ний рабачих такав в максимумы наrpузки и такав самазапуска
наrрузки пасле АПВ, катарые фиксируются цифравыми реле, а
также друrими реrистратарами аварийных працессав.
При неабхадимасти испальзавания двух набарав устава к cpa
батывания на аднам и там же цифравам реле, все приведенные
выше рекамендации атнасятся к выбару устава к срабатывания
абаих набарав. Однако., при этам следует учитывать спасаб пере
ключения реле с аднаrа набара устава к срабатывания на дрyrай,
а именно.: переключение праисхадит либо' до, падачи напряже
ния ат резервнаrа истачника питания (в бестакавую паузу по,
признаку атсyrствия напряжения или по, каналу связи ат систе
мы телеуправления), либо' пасле падачи напряжения ат резерв
Hara истачника питания (по' факту изменения направления
мащнасти или по, каналу связи ат системы телеуправления). Эта
асабенна важна для сетей с автаматическим резервираванием и
секцианираванием (с сетевым АВР), катарые рассматрены в  3.
Таким абразам, перечисленные выше технические преимуще
ства цифравай аппаратуры РЗ, абеспечивающие rлавную цель 
быстрае, надежнае и селективнае атключение междуфазных
КЗ  не требуют асабых дапалнительных эканамических аба
снаваний для ее испальзавания на праектируемых и мадернизи
руемых энерrаабъектах напряжением 6  110 кВ. Об этам свиде
тельствуют решения, принятые в таких автаритетных арrаниза
циях РФ как РАО 'Тазпрам", АО Масэнерrа и др.
Наряду с этим имеется вазмажнасть эканамическаrа абасна
вания испальзавания именно. цифравай аппаратуры как для
защиты энерrаабъектав от КЗ, так и для их автаматизации,
паскальку савременнае мнаrафункцианальнае цифравае реле
(терминал) камплексна выпалняет задачи РЗл. Метадика эка
намическаrа абаснавания испальзавания таких мнаrафункциа
нальных цифравых устрайств РЗА рассматривается в  4.
2.2. Защита (сиrнализация) от замыканий на землю в сетях
6  35 кВ в России. Испальзуемые в Рассии цифравые реле и
терминалы имеют две ступени РЗ ат замыканий на землю, pea
rирующие на так замыкания на землю аснавнай частаты и
предназначенные для сетей, рабатающих с изалираваннай ней
тралью или с заземлением нейтрали через резистар. Наличие
двух ступеней РЗ и вазмажнасть выбара разных устава к срабаты
вания по, таку и по, времени делают эти реле привлекательными
для испальзавания в сетях с заземлением нейтрали через рези
стар (резистивнае заземление нейтрали). В сетях с изалираван
най нейтралью селективная настрайка ненаправленных реле не
Bcerдa вазмажна, а в сетях с резананснакампенсираваннай ней
тралью  принципиальна невазмажна.
Какавы же перспективы испальзавания в Рассии этих или
дрyrих типав цифравых реле для защиты ат замыканий на землю
в сетях 6  35 кВ? Прежде Bcera атметим, что. ключевай прабле
май в электрических сетях напряжением 6  35 кВ является спа
саб заземления нейтрали, паскальку ан аказывает решающее
влияние на надежнасть электраснабжения патребителей, на ca
храннасть электрических машин и кабелей, на безапаснастьдви
жения на железных дараrах, на безапаснасть людей и живатных,
нахадящихся в местах прахаждения ЛЭП, и в аченьбальшай сте-
пени на выбар принципав и типав устрайств РЗА, а также на спа
сабы испальзавания этих устрайств для атключения замыкания
на землю или талька для сиrнализации, а в случаях атключения
паврежденнаrа элемента сети  на автаматическае васстанавле
ние питания непаврежденных участкав. При этам технические
решения далжны иметь эканамические абаснавания.
В бальшинстве стран мира электрические сети среднеrа Ha
пряжения рабатают с резистивназаземленнай нейтралью [8].
Паэтаму испальзуемые в Рассии цифравые реле (пастраенные
по, западнаеврапейским аналаrам) имеют защиту ат замыканий
на землю, реаrирующую на так аснавнай частаты 50 ru. В Pac
сии в бальшинстве электраустанавак испальзуется либо' режим
изалираваннай нейтрали, либо' режим резананснакампенсира
22
23

ванной нейтрали. И лишь в издании Правил [1] 1996 r. допуска
ется также использование сравнительно HOBoro для России pe
жима с заземлением нейтрали через резистор.
Первый из этих режимов характерен для сетей снебольшими
значениями емкостноro тока замыкания на землю, которые не
превышают 20 А при напряжении] О кВ, 30 А при 6 кВ и Т.д. К
таким сетям относятся, например, непротяженные кабельные
сети собственных нужд блочных ЭС, нефтеперекачивающих и
rазокомпрессорных станций, воздушные сети ] О кВ, питающие
ся от тяrовых ПС железных дороr. В этих сетях rлавную опас
ность представляют пере напряжения, возникающие в процессе
однофазноro замыкания на землю (ОЗЗ), которые MOryт приво
дить К возникновению междуфазных и двойных замыканий на
землю. Междуфазные замыкания вызывают серьезные повреж
дения кабелей и электрических машин. Двойные замыкания, Т.е.
два однофазных замыкания на разныхЛЭП особенно опасны для
сетей] О кВ, питающихся от тяroвых ПС железных дороr, в том
случае, Korдa токдвойноrо замыкания на землю может пройти по
рельсу. Поэтому на таких ЛЭП обязательно устанавливается спе
циальная направленная МТЗ от ОЗЗ с MrHoBeHHbIM действием на
отключение поврежденной линии. Однако, недостатком такоro
решения является необходимость кабельной вставки на каждой
воздушной линии для установки кабельноro трансформатора
тока нулевой последовательности (ТТНП) Ферранти. Большие
трудности в выполнении селективной РЗ возникают также при
очень малых значениях естественноrо eMKocTHoro тока замыка
ния на землю.
В связи с этим и обсуждаются возможности резистивноrо за
земления нейтрали в подобных сетях России [8]. Заземление
нейтрали через резистор устраняет опасность возникновения пе
ренапряжений в электрической сети и обеспечивает необходи
мую чувствительность простой (ненаправленной) МТЗ от ОЗЗ.
Наряду с этим, при возможности установки на отходящих ВЛ
тpeTbero фазноrо ТТ исключается необходимость в кабельной
вставке. Для уточнения укажем, что в сетях 6  ]0 кВ в России в
большинстве случаев ТТ установлены только в двух фазах, как
правило, А и С.
Режим с резистивным заземлением нейтрали в сетях 6 кВ соб
ственных нужд выполнен на нескольких российских ЭС, причем
сопротивление резистора подобрано таким образом, что ток при
ОЗЗ составляет около 40 А. Это однозначное решение сейчас
подверrается критике с целью изменения значения тока ОЗЗ,
причем как в сторону еro увеличения, так и в сторону уменьше
ния, с учетом использования РЗ от ОЗЗ с действием на отключе
ние или на сиrнал в зависимости от приоритетной задачи: co
хранность оборудования, обеспечение безопасности, непрерыв
ность электропитания.
Режим резонанснокомпенсированной нейтрали используется
в России с начала 60x roдов. В течение этоro времени Правила
[1] неизменно требуют выполнения полной компенсации eMKO
стноro тока с помощью реактора (реrулируемой катушки индук
тивности), который настраивается в резонанс емкостному току
основной частоты (50 ru). Электрические сети, в основном кабе
льные, rдеемкостныетоки превышаютуказанные Правилами []]
rpаницы, характерны для всех больших и средних rородов
и крупных промышленных предприятий. Однако лишь в HeKOTO
рых сетях имеется оборудование для непрерывноro плавноro
изменения индуктивности реактора с целью обеспечения посто
янной резонансной настройки. Основное достоинство этоro pe
жима  непрерывность электроснабжения при ОЗЗ. rлавная
опасность  перенапряжения, которые MOryт возникнуть в про
цессе ОЗЗ, в результате которых повреждаются, в основном, под
земные кабели. Очень большие трудности возникли и до сих пор
полностью не преодолены при создании селективной РЗ и сиr
нализации ОЗЗ в резонанснокомпенсированных сетях.
Наиболее широко распространен в больших roродских Ka
бельных сетях принцип измерения естественных rармонических
составляющих установившеroся тока замыкания на землю, CYM
марно от 150 до 650 ru. Измерения, как правило, производятся
одним прибором поочередно на каждой из ЛЭП электрически
связанной сети после поступления общеro сиrнала "Земля в
сети" от устройства контроля изоляции, сработавшеro по факту
появления напряжения нулевой последовательности (НП).
Сравнение результатов измерений позволяет выявить максима
льное значение высших rармоник, которое указывает на повреж
денную кабельную линию. Мноroлетний опыт использования
этоro принципа (и при бора УСЗ3М) подтверждает ero высокую
достоверность. Однако, процесс выявления поврежденной
линии на крупных ПС занимает мноro времени. Попытки aBTO
матизировать этот процесс с использованием принципа относи
24
25

тельноro замера высших rармонических составляющих тока ОЗЗ
предпринимались и предпринимаются (ВНИИЭ, Мосэнерrо,
"АББ РелеЧебоксары") и есть надежда, что он будет использо
ван при создании АСУ ТП ЭС, П С и сетей на базе цифровых реле
и терминалов. Имеется ряд РЗ от ОЗЗ, использующих принцип
выявления бросков начальноro емкостноro тока замыкания на
землю и напряжения НП и принцип выявления волновых пере
ходных процессов, возникающих в момент замыкания на землю.
В данной книrе они не рассматриваются.
Для сетей 6  35 кВ, работающих с изолированной нейтралью
(без компенсации емкостных токов) можно рекомендовать к ис
пользованию цифровые РЗ с токовой направленной РЗ от ОЗЗ,
выпускаемые упомянутыми выше фирмами. Направленные
МТЗ устанавливаются, rлавным образом, там, rдe требуется He
MeдrleHHoe отключение ОЗЗ по условиям безопасности (ПС
шахт, карьеров, железных дороr). Надо отметить, что указанные
реле реаrируют на емкостной ток ОЗЗ основной частоты (50 ru).
Учитывая, что значение eMKOCTHOro тока при ОЗЗ зависит от
протяженности сети и может оказаться недостаточным дrlЯ cpa
батывания МТЗ поврежденной ЛЭП, по нашим "Правилам" [2]
предусматривается резервная РЗ, реаrирующая на напряжение
нулевой последовательности, которая с небольшим интервалом
времени отключает всю ПС в целях обеспечения безопасности.
Такие цифровые реле MOryr быть приобретены в упомянутых
выше фирмах.
Токовая ненаправленная РЗ в этих сетях может быть Hacтpoe
на селективно лишь при условии, что установившееся значение
CYMMapHOro eMKOCTHOro тока сети значительно больше собствен
HOro eMKOCTHOro тока наиболее протяженной КЛ, а используе
мые цифровые токовые реле не реаrируют на броски eMKOCTHOro
тока при возникновении ОЗЗ. При этом следует учитывать, что
значения емкостных токов не являются стабильными, так как за
висят в основном от конфиryрации сети, которая, как rоворят
электрики, непрерывно "дышит". Таким образом настройка
(уставки) ненаправленных РЗ в такой сети должна периодически
корректироваться.
В сетях с резистивным заземлением нейтрали в зависимости
от выбранноro сопротивления заземляющеro резистора значе
ния токов при ОЗЗ MOryr находиться в очень широких пределах:
от тысяч до нескольких ампер [8].
Современные цифровые реле тока имеJOТcочень высокую чув
ствительность и MOryr обеспечить срабатывание РЗ от ОЗЗ при
первичных токах замыкания на землю практически начиная от
2А.
В зависимости от значения тока, проходящеro через РЗ при
ОЗЗ, представляющеrо rеометрическую сумму eCTeCTBeHHOro
CYMMapHOro емкостноro тока неповрежденной части сети и
активноrо тока установленноro резистора, выбирается ток cpa
батывания этой РЗ с учетом требуемоro "Правилами" [2] коэф
фициента чувствительности.
В зависимости от выбранноro значения тока замыкания на
землю, а такж от дрyrих условий, действие РЗ может быть Ha
правлено на сиrнал или на отключение, например, поврежден
HOro электродвиrателя или КЛ. В последнем случае необходимо
обеспечить АВР двиrателей, источников питания и Т.п. При He
больших (безопасных) значениях тока замыкания на землю и
действии РЗ на сиrнал оперативный персонал будет иметь воз.
можность перевести потребителей на исправный источник пита
ния. Еще раз отметим, что резистивное заземление нейтрали не
только снижает вероятность возникновения в сети перенапряже
ний и двойных замыканий на землю, но и позволяет использо
вать простьrе МТЗ, не требующие элементов направления мощ
ности и установки специальных ТН, измеряющих напряжение
нулевой последовательности.
2.3. Специальные защиты от ненормальных режимов. ВО MHO
rих цифровых реле предусмотрены функции защиты от не... 
нормальных режимов, представляющих опасность дrlЯ электро
оборудования например, РЗ от неполнофазных режимов, от
симметричнои переrpузки, от потери наrpузки и от тепловой пе
реrpузки (дrlЯ электродвиrателей) и др. Эти РЗ часто называют
"профилактическими", так как они предотвращают ВОзникнове
ние таких опасных повреждений, как например, КЗ в обмотках
электродвиrателей и трансформаторов, и тем самым прОдrlевают
срок работы электроустановок. Выполнение таких РЗ на элект
ромеханических или полупроводниковых реле либо вообще не
предусматривается, либо требует установки самостоятельной дo
полнительной аппаратуры. Примеры выбора уставок срабатыва
ния специальных "профилактических" РЗ цифровых устройств
SPAC802 ("АББ РелеЧебоксары") и SPAM150 СдrlЯ РЗ элект
родвиrателей приведены в [7].
26
27

з. Автоматизация распределительных сетей
с использованием цифровых реле
Автоматическое повторное включение ВЛ разных классов Ha
пряжения выполняется MHoroKpaTHbIM. По мноrолетним стати
стическим данным при АПВ ВЛ 6 (10) кВ псрвоro цикла (с Bpe
менем включения около 2 с после отключения линии РЗ) успеш
ные действия АПВ составляют от 40 до 50 %, а при АПВ BToporo
цикла (через 15  20 с)  от 10до 15 % дополнительно. По стати
стике США при использовании в сетях среднеro напряжения
TpeTьcro цикла АПВ (через несколько минут) общий процент
успеШI{ЫХ действий возрастает еще на несколько процентов (от 1
до 3 %). Предлаrалось и в нашей стране использовать дЛЯ ВЛ три
цикла АПВ: первый  без выдержки времени дЛЯ предотвраще
ния расстройства производственных циклов у потребителей (дo
пуская ero низкую эффективность по условиям самоустранения
неустойчивоrо повреждения на ВЛ), второй и третий циклы  с
разными выдержками времени, выбранными, исходя из местных
условий. Однако широкоro распространения это не получило.
Для сетей, состоящих из нескольких последовательно вклю
ченных участков с собственными выключателями и Рз, Прави
лами [2] предусматриваются следующие виды взаимодействия
АПВ и РЗ: ускорение РЗ после АПВ; ускорение РЗ дО АПВ; ис
пользование АПВ разной кратности. Эти мероприятия пред
назначаются для ускорения отключения кз, уменьшения тяже
сти последствий повреждений и повышения эффективности
АПВ с целью скорейшеro восстановления электроснабжения
потребителей.
Использование ускорения РЗ после АЛ В позволяет ускорять
отключения кз, особенно на rоловных участках сети, в частно
сти путем снижения ступеней селективности с исправлением
возможных неселективных отключений с помощью АПВ с обя
зательным ускорением РЗ после включения выключателя.
Например, в сети, состоящей из трех участков (рис. 7), МТЗ
ТВ 1, 2 и 3 с фиксированными значениями выдержек времени и
Устройства сетевой автоматики, предусматриваемые Прави
лами [1, 2], перечислены в предыдущем параrpафе. Там же oтмe
чены основные недостатки существующих устройств автомати
ки, выполненных на дискретных электромеханических или по
лупроводниковых аналоrовых реле. Рассмотрим современные
возможности выполнения основных типов устройств автомати
ки распределительных сетей с использованием мноrофункцио
нальной цифровой аппаратуры рзл.
3.1. Автоматическое повторное включение (АПВ). В COOTBeTCT
вии с действующими российскими Правилами [2] устройствами
АПВ должны оборудоваться воздушные и смешанные (кабель
новоздушные) ЛЭП всех классов напряжения выше 1000 В с цe
лью быстроrо автоматическоrо включения выключателей, OT
ключенных, rлавным образом, устройством Рз, дЛЯ быстроrо
восстановления электроснабжения потребителей. Устройства
АПВ предусматриваются также на понижающих трансформато
рах 110/6 (10) кВ дЛЯ АПВ вводных выключателей, а также на
межсекционных и шиносоединительных выключателях разных
классов напряжения.
Устройства АП В выполняются с одним или несколькими цик
лами включения (однократные и мноrократные). На трансфор
маторах так называемое АПВ шин выполняется однократным, и
ero эффективность зависит от наличия быстродействующей РЗ
шин, что обеспечивается цифровыми реле (лоrическая Рз). При
отсутствии такой Рз, Т.е. при отключении ввода 6 (1 О) кВ тpaHC
форматора с вьщержкой времени более 0,3 с, надеяться на
успешное АПВ шин не следует, особенно при использовании
КРУп КРУН 6 (10) кВ.
28
А
Рис. 7. Схема сети 10 кВ, rдe целесообразно вьmолнять ускорение РЗ (т.в, после
АПВ
29

при очень маленьких ступенях селективности MOryr сработать
одновременно при междуфазном КЗ, например, в точке К При
этом дЛЯ РЗ 1 и 2 эти действия являются неселективными
(излишними).
Первым имеет возможность сработать устройство АЛВ на BЫ
ключателе 1, поскольку со стороны шин 10 кВ подстанции А
имеется напряжение. При включении выключателя отустройст
ва АЛВ на небольшой период времени (около 1 с) ускоряется
действие РЗ 1 до 0,2 с (вместо 0,8 с). Если бы КЗ произошло на
участке 1  2, то выключатель 1 бьш бы быстро отключен этой
ускоренной РЗ. Но при КЗ в точке К за отключившимися выклю
чателями 2 и 3 РЗ 1 не работает и через 1 с ее время срабатывания
вновь становится равным 0,8 с. После успешноrо включения BЫ
ключателя 1 появляется напряжение на схеме АПВ выключателя
2. Через несколько секунд устройство АЛВ срабатывает, включа
ется выключатель 2 и одновременно вводится ускорение РЗ 2 до
0,2 с. Но РЗ 2, так же как и РЗ 1, не срабатывает вследствие Toro,
что КЗ произошло в точке К Если бы КЗ бьшо на участке 2  3,
РЗ 2 по цепи ускорения работала бы быстрее, чем РЗ 1, причем
ступень селективности была бы достаточной: 0,6 с. После успеш
ноro включения выключателя 2появляется напряжение на схеме
АЛВ выключателя 3. Через несколько секунд устройство АЛВ
срабатывает, включается выключатель 3, одновременно вводит
ся цепь ускорения РЗ 3 до 0,2 с, и выключатель 3 отключается,
причем намноro раньше, чем моrла бы подействовать РЗ 2, у KO
торой К этому времени уже выведена из действия ускоренная cтy
пень 0,2 с и введена постоянная уставка по времени 0,7 с.
Ускорение РЗ на постоянном оперативном токе выполняется
просто и предусматривается в типовых проектных схемах. Для
ускорения большинства устройств РЗ в распределительных ce
тях, выполненных, как известно, на переменном оперативном
токе при использовании электромеханических реле РТ 80, РТВ,
87
ТН (iY"
.....х....../
92
ТНш
* '
0,9 кВ
Н а)
l A
К 
IA8P I
B'f.
в
Тllл
8Н2
н
{ l'
9H2 +i+ 1I
ТЛ
Н Н
С8
В)
Рис. 9. Примеры схем трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ с устройствами
местных АВР одностороннеro (а, б) и двухстороннеrо действия (в)
РТМ, требуется дополнительная аппаратура, поэтому такие cxe
мы применяются чрезвычайно редко. Использование цифровой
аппаратуры РЗА позволяет без дополнительных затрат приме
нять ускорение РЗ после АПВ, и не только в случае, описанном
выше, а практически Bcerдa.
Ускорение защиты до АЛВ. Это мероприятие позволяет YCKO
рять отключение КЗ в сети, состоящей из нескольких последова
тельно включенных участков или облеrчать работу нескольких
выключателей за счет одноrо, более мощноrо и надежноrо. Ha
пример, на выключателе 1 (рис. 8) постоянно введена YCKopeH
ная РЗ с выдержкой времени 0,2 с.
При КЗ в любой точке сети, например в точке К, эта РЗ OT
ключает выключатель ] до Toro, как сработают защиты 2 и 3.
При срабатывании устройства АЛВ на включение выключателя 1
эта ускоренная РЗ выводится из действия на время, необходимое
для селективноro отключения ближайшеrо к месту КЗ ВЫклю
чателя 3.
Схема на постоянном оперативном токе выполняется ДOCTa
точно просто, но в распределительных сетях немноrие П С имеют
Рис. 8. Схема сети 1 О кВ, для которой целесообразно иепользовать ускорение до
АПВ защиты ТВ на выключателе 1
30
31

оперативный постоянный ток. ИСПОЛЬЗОВaIOfе цифровых реле
позволяет леrко применять при необходимости ускорение РЗ дО
АПВ и без дополнительных затрат.
Использование АПВ разной кратности. При недостаточных
ступенях селективности для исправления неселективных отклю
чений MOryr быть применены устройства АПВ с разной KpaT
ностью. Например, для схемы сети на рис. 7 можно было бы
выполнить: на выключателе 3 однократное АПВ, на выключате
ле 2  двукратное, на выключателе 1  трехкратное. Аналоroвые
устройства АПВ с кратностью более двух отечественной про
мышленностью не выпускаются. Исправление неселективных
действий с помощью АП В разной кратности используется сейчас
на ЛЭП 1 О кВ с трансформаторами на ответвлениях. В этом слу
чае АПВ исправляет неселективное действие Р3 линии 1 О кВ при
К3 в трансформаторе, коrда время плавления вставок предохра
нителей 10 кВ соизмеримо с временем срабатьrвания Р3 ЛЭП.
Применение цифровых реле с кратностью до 5 циклов позво
лит В ряде случаев использовать и этот прием взаимодействия Р3
и АПВ.
3.2. Автоматическое включение резерва на подстанциях (Mecт
ное АВР). На подстанциях распределительных сетей, как прави
ло, осуществляется раздельное питание от двух источников, один
из которых является рабочим, адрyrой  резервным. Раздельное
питание позволяет снизить значения токов К3 и применить
более дешевую аппаратуру (выключатели, разъединители), упро
стить Р3, снизить потери электроэнерrии в сетях 1 О (6) кВ. При
отключении рабочеro источника питания (например, А на рис. 9)
восстановление электроснабжения потребителей  наrpузки
Н  производится автоматически от резервноrо источника пита
ния Б с помощью устройства АВР.
Устройства АВР, расположенные на ПС, называют подстан
ционными или местными, поскольку вся аппаратура, участвую
щая в процессе переключения наrpузки с рабочеrо источника
питания на резервный, расположена в одном месте (в отличие от
сетевых устройств АВР, которые рассматриваются далее). MeCT
ное устройство АВР при исчезновении напряжения на шинах
ПС действует в начале на отключение выключателя В или BЫ
ключателя наrpузки ВНрабочеrо ввода (В2, ВН2на рис. 9, а и 6),
после чею сразу же включается выключатель резервною ввода
(В4). Местные устройства АВР выполняются одностороннею
действия (рис. 9, а и 6) или двустороннеro (рис. 9, в).
Схемы устройств АВР должны выполняться в соответствии с
указаниями "Правил" [2]:
при отключении выключателя рабочею ввода по любой при
чине немедленно должен включиться выключатель резервною
ввода;
при исчезновении напряжения со стороны рабочею источни
ка должен срабатывать специальный пусковой opraH напряже
ния, который при наличии напряжения на резервном источнике
должен действовать с заданной выдержкой времени на отключе
ние выключателя рабочеro источника; например, при К3 в точке
К наЛЭП рабочеrо питания (рис. 9, а) Р3 отключается выключа
тель В/, на шинах подстанции 10 (6) кВ исчезает напряжение,
работает пусковой opraH напряжения, включенный на шинный
трансформатор напряжения ТНш, и с заданной выдержкой
времени отключает выключатель рабочеrо ввода В2, после чеrо
немедленно включается выключатель резервноro ввода В4; при
этом наличие напряжсния на рсзервной ЛЭП от источника Б
контролируется тем, что оперативное напряжение для отключе
ния рабочеrо выключателя В2 получается от линсйноro TpaHC
форматора напряжения ТНл; пусковой opraH напряжения не
должен предусматриваться, если рабочий и резервный вводы
имеют один источник питания;
минимальное реле напряжения пусковоro opraHa не должно
срабатывать при понижениях напряжения при самозапуске
электродвиrателей наrpузки, поэтому их настраивают таким
образом, что пуск АВР может произойти только при rлубоком
снижении напряжения, ниже 0,4 номинальною, при котором
самозапуск невозможен;
при наличии в составе наrpузки ПС значительной доли син
хронных электродвиrателей рекомендуется применять в допол
нение к пусковому opraHY напряжения пусковые opraHbI дрyrих
типов, ускоряющие АВР;
действие устройства АВР должно быть однократным;
при выполнении устройств АВР следует проверять возмож
ность переrpузки резервноro источника питания и при необхо
димости выполнять для ero разrрузки специальную автоматику
отключения части потребителей при действии АВР;
32
33

при отключении рабочей ЛЭП (трансформатора) устройством
автоматической частотной разrpузки Л Ч Р вследствие общесис
тeMHoro аварийноro снижения частоты действие устройства ЛВР
должно запрещаться;
при действии устройства ЛВР, к()rда возможно включение
резервноro выключателя на К3 (на шинах резервируемой ПС или
наЛЭП рабочеro питания при отказе в отключении выключателя
Н2, ВН2 на рис. 9, а и 6), на резервном выключателе (Н4) должна
предусматриваться Р3, причем, если время действия этой за
щиты превышает 1 с, рекомендуется автоматически ускорять ее
действие до 0,3 с;
после восстановления нормальноrо напряжения на рабочей
ЛЭП со стороны OCHOBHOro источника питания должно, как пра
вило, обеспечиваться возможно более полное автоматическое
восстановление схемы доаварийноrо режима; к сожалению, ти
повые схемы ПС 10 кВ до последнеrо времени не давали такой
nозможности; например, в типовой схеме на рис. 9, а отсутствует
ТН со стороны OCHOBHOro (рабочеro) источника питания А, в
схемах рис. 9, б и в на линиях рабочеro питания установлены
выключатели наrрузки ВН, которые автоматически только OT
ЮJючаются, а включаться MOryт лишь вручную выездным опера
тивным персоналом.
Цифровое устройство ЛВР дЛЯ ПС распределительных сетей
различноro назначения, отвечающее перечисленным требова
ниям, моrло бы найти широкое применение на электроэнерrе
тических объектах любоrо ведомства как проектируемых, так и
модернизируемых.
3.3. Сетевое АВР как комплекс взаимодействующих устройств
РЗА. В комплексе устройств Р3Л, входящих в сетевое ЛВР,
устройство ЛВР действует на включение выключателя, находя
щеrося нормально в отключенном положении, например, ВА на
рис. 4. Но перед включением этоro выключателя необходимо
автоматически отключить выключатель рабочеrо питания, KO
торый находится на друrой подстанции (А или Б), а также изме
нить уставки Р3 на секционирующих выключателях (ВС], ВС2).
Таким образом, в задачи комплекса устройств Р3Л ceTeBOro ЛВР
входит:
переключение питания сети на резервный источник при oт
ключении рабочеrо  это выполняет само устройство ЛВР;
предотвращение подачи напряжения от резервноro источника
на поврежденный рабочий источник питания (на рабочую
линию, шины, трансформатор)  эту задачу выполняют устрой
ства делительной защиты минимальноrо напряжения ДМ3,
действующие перед срабатыванием ceтeBOro ЛВР на отключение
соответствующеrо rоловноrо выключателя;
выполнение автоматической перестройки Р3 в связи с из
менением режима работы сети; это осуществляется либо при ис
чезновении напряжения, либо при изменении направления
мощности, либо в зависимости от направления действия пуско
BoroopraHa напряжения двустороннеroЛВР; при использовании
электромеханических или полупроводниковых аналоrовых реле
необходимо, как правило, иметь два комплекта Р3 с разными
уставками, но при использовании цифровых Р3 можно исполь
зовать один комплект Р3 с двумя наборами уставок, и это сущест
венно упрощает и удешевляет выполнение сетевых ЛВР.
Схема размещения всех устройств автоматики, входящих в
комплекс ceтeBOro ЛВР, показана на рис. 4.
При выполнении схем сетевых ЛВР необходимо учитывать
требования Правил [2], перечисленные выше при рассмотрении
схем местнЫХ ЛВР. При этом желательно иметь возможность
выбора разных выдержек времени для действия ЛВР в одну и в
друryю сторону, поскольку условия выбора уставок по времени
MOryт быть разными (например, со стороны одноrо источника
питания на ЛЭП может быть ЛПВ однократноro действия с BЫ
держкой времени 2  5 с, а со стороны дрyrоro источника  ЛПВ
двукратноro действия с выдержкой времени BTOpOro цикла 15 с.
При действии сетевых ЛВР опасно выполнять ускорение РЗ,
поскольку это может привести к неселективному отключению
включившеrося выключателя и к неуспешному ЛВР. Например,
при устойчивом К3 на участке между выключателями НС2 и ВТ2
(см. рис. 4) ускорение защиты Р3 при включении выключателя
НА дО 0,3 с может вызвать отключение этоrо выключателя ВА
раньше, чем отключится ВС2, так как ступень селективности
между Р3 на ВА и ВС2 окажется недопустимо малой.
На рис. 10 приведены примеры присоединения ПС 10 кВ с
ячейками КРУ типа К  114 MOCKOBCKOro завода "Электрощит".
По информации этоrо завода в ячейках предусматривается РЗ
только на электромеханических реле РТ АО или РТ 80. Как было
сказано выше, эти реле не MOryт обеспечивать полноценный
34
35

о)
3.4. Автоматическое секционирование ЛЭП 6 (10) кВ и до
35 кВ. Автоматическим секционированием называется разделе
ние линии электропередачи на несколько участков с помощью
коммутационных аппаратов, работающих автоматически. К
таким аппаратам относятся: плавкие предохранители, выключа
тели, оборудованные релейной защитой, выключатели наrpузки
или автоматические отделители (ОД). Первые два типа аппара
тов срабатывают при К3 и способны отключать токи поврежде
l{ИЯ. Отделители срабатываюt только во время б е с т о к о в ой
паузы. Назначение всех типов секционирующих аппаратов
состоит в быстром автоматическом отделении поврежденноro
участка от остальной ЛЭП (рис. 2 и 11).
Автоматическое секционирование в сочетании с устройства
ми АПВ на секционирующих и rоловных выключателях является
одним из эффективнейших средств повышения надежности
электроснабжения и уменьшения ущерба у потребителей от
недоотпуска электроэнерrии. Это относится и к радиальным
(тупиковым) ЛЭП 6 (10) кВ (рис. 2 и 11), и к ЛЭП с ДBYXCTOpOH
ним питанием, в особенности при сочетании устройств секцио
нирования с сетевыми АВР (рис. 4 и 1 О, в).
Автоматическое секционирование уменьшает объем аварий
ных отключений потребителей при повреждениях на ЛЭП. Как
видно из рис. 11, при К3 на участке линии за выключателем 3 OT
ключится только этот выключатель и будyr поrашены только по
требители, подключенные к линии за этим выключателем.
Автоматическое секционирование ЛЭП позволяет также co
кратить основную зону действия Р3 на rоловном выключателе
(выключатель] на рис. 11), что особенно важно для протяжен
ных ЛЭ П С относительно большими рабочими токами. Без aBTO
ЛС
.15110KB
а)
1 1 10ка
r.;;";;11 тDi5710K4

Рис. /О. Примеры присоединеиия УЗТП к сети с применеиием кру К-l14 Мос-
KOBCKOro завода "Электрощит" (из ииформации завода)
комплекс ceTeBoro АВР. Если же оснастить ячейки K114 или
им подобные цифровыми Р3А, все требования "Правил" [2]
MOryr быть выполнены.
Дополнительно надо отметить, что при наличии в резервируе
мой сети местных ЭС и ПС с синхронными электродвиrателями
(СД), необходимо установить автоматические устройства, пред
отвращающие опасное несинхронное включение reHepaTopoB и
СД при срабатывании ceTeBOro АВР.
Цифровая аппаратура Р3А позволяет уже в настоящее время
осуществлять все задачи ceTeBoro АВР, рассмотренные 'выше.
Настройка Р3 на rоловных и секционирующих выключателях и
пункте ceTeBoro АВР может осуществляться в соответствии с
имеющимися рекомендациями по выбору характеристик и YCTa
вок цифровых МТ3 [6].
36
а)
о)
Рис. J J. Схемы вл 6 (10) кВ с параллельиым (о) и последовательным (6) секцио
иироваиием
37

матическоro секционирования очень часто невозможно Hacтpo
ить РЗ roловноro выключателя таким образом, чтобы она, с oд
ной стороны, не имела излишних срабатываний при переrрузках
(вызванных пуском или, что еще тяжелее, самозапуском элект
родвиrателей), а с дрyrой  имела бы достаточную чувствитель
ность при КЗ во всех точках этой длинной разветвленной лэп.
При установке одноrо или нескольких секционирующих выклю
чателей с релейной защитой чувствительность rоловной РЗ дол
жна обеспечиваться только при повреждениях до места YCTaHOB
ки ближайшеro секционирующеro выключателя (например,
выключателя 2 на рис. 11, 6), rдe токи КЗ обычно значительно
больше, чем в удаленных точках ЛЭП. Что касается РЗ на ceK
ционирующих выключателях, то здесь чувствительность обес
печивается тем, что ток срабатывания этой защиты может быть
выбран значительно меньшим, чем для roловной РЗ, поскольку
рабочий ток через секционирующий выключатель всеrда меньше
рабочеrо тока, проходящеro через rоловной выключатель.
Автоматическое секционирование, кроме TOro, ускоряет про
цесс отыскания повреждений на ЛЭП, позволяет быстрее roтo
вить рабочие места при ремонтных работах и, как следствие, yмe
ньшает недоотпуск электроэнерrии потребителям.
Схемы секционирования. При наличии нескольких секциони
рующих аппаратов может быть выполнено параллельное секцио
нирование (рис. 11, а). Здесь действие каждоro секционирующе
ro аппарата (2  5) не зависит от друrоro, поэтому не требуется
соrласования настройки их защит между собой. Защита ] соrла
совывается только с каждой из защит 2  5, и это позволяет обес
печить быстрое отключение КЗ. Надежность электроснабжения
в той или иной степени повышается для всех потребителей.
При последовательном секционировании (рис. 11, 6) надеж
ность электроснабжения повышается не для всех потребителей.
Например, для потребителей, включенных за последним ceK
Ционирующим выключателем 3, надежность не повышается,
поскольку при КЗ в любой точке ЛЭП эти потребители теряют
электропитание. Но чем ближе к roловному расположен секцио
нированный участок, тем выше надежность ero электроснабже
ния. При последовательном секционировании и настройка РЗ
проводится последо.вательно: от самоro удаленноro комплекта
защиты к rоловному [6].
ОД2
 Р313АПli I
IJЛ тт /JЛ
'\.., 81 ОД2  
Пере!! J М
v,ЦКЛОМ АП/J
тт
О .; 
Пере!! 2M
цикл О'" АП/J
J")
..
Рис. /2. Схемы ВЛ 6 (10) кВ с параллельным (а) и последовательным (6) автома:
тическим секционированием с помощью автоматических линеitных отделителеи
(ОД) или выключателей наrрузки (ВН): 
2АЛ В, ЗАЛ В  устройства АП В двукратноrо и тpexKpaTHoro деиствия COOTBeT
ственно
Применяется также последовательнопараллельное секцио
нирование, при котором можно повысить надежность для всех
потребителей и облеrчить условия настройки РЗ.
Наибольший эффект автоматическое секционирование дает
на ЛЭП с двухсторонним питанием и с сетевым АВР (рис. 4 и
рис. 1 О, в). При такой схеме любой поврежденный участок может
быть автоматически отключен с двух сторон (вьщелен), а осталь
ные участки будyr продолжать питаться либо от ПС А, либо от
ПС Б. Однако и сетевой АВР без автоматическоro секционирова
ния малоэффективен. Без секционирующих аппаратов действие
ceTeBOro АВР по сути дела равноценно еще одному циклу АПВ,
который повторно включает несекционированную ЛЭП, но с
дрyrой стороны. Таким образом, действительное повышение Ha
дежности электроснабжения достиrается лишь при coвMeCHOM
использовании автоматическоrо секционирования, устроиств
АПВ и сетевыхАВР.
Еще раз следует обратить внимание на целесообразность при
менения для автоматическоro секционирования ЛЭП автомати
ческих отделителей или, иначе, выключателей наrpузки (ВН), не
способных отключать токи КЗ. Их rлавное преимущество перед
выключателями (масляными, вакуумными или элеrазовыми) co
СТОИТ в меньшей стоимости. Однако для секционирования ЛЭП
38
39

они MOryт применяться лишь в том случае, если РЗ на выключа
теле со стороны питания защищает всю линию с необходимой
чувствительностью. На рис. 12, а показана схема ВЛ с параллель
ным секционированием с помощью автоматических линейных
отделителей од (ВН), оборудованных автоматикой АОД, обес
печивающей отключение отделителей в бестоковую паузу. При
КЗ в конце участка, секционированноrо ОД/ (точка К), отклю
чается rоловной выключатель В/, а затем он включается от
устройств АПВ. Это первое КЗ и последующая за ero отключени
ем первая бестоковая пауза фиксируются (запоминаются) cxe
мой А ОД, но ОД/ при этом не отключается. Если КЗ в в точке К
является устойчивым, В/ вновь отключается, а вслед за этим, во
вторую бестоковую паузу отключается ОД /. Затем действием
BToporo цикла двукратноro АПВ включается В/и восстанавлива
ется электроснабжение остальных потребителей линии.
При параллельном секционировании автоматическими OTдe
лителями число их на ЛЭП не оrраничивается. Но при последо
вательном секционировании установка на ЛЭП более чем одноro
ОД требует увеличения кратности действия АПВ roловноrо
выключателя. Например, в схеме на рис. 12, б на rоловном BЫ
ключателе требуется устройство АПВ TpexKpaTHoro действия. AB
томатика АОД на ОД] настраивается таким образом, чтобы он
отключался перед вторым циклом АПВлинии, а на ОД2настраи
вается на отключение перед третьим циклом АПВ линии. Оче
видно, что более двух последовательно включенных од YCTaHaB
ливать, как правило, не следует, хотя при наличии устройств
АПВ с большим числом циклов и использовании хороших BЫ
ключателей на rоловных участках такой вариант возможен.
Выбор точек секционирования линий. Целесообразность ceK
ционирования ВЛ, выбор места установки и типа секционирую
щеrо аппарата определяют, исходя, rлавным образом, из трех
условий:
обеспечения чувствительной, селективной и быстродействую
щей РЗ всей ВЛ;
повышения надежности электроснабжения и, как след
ствие, уменьшения ущерба у потребителей от перерывов
электроснабжения;
повышения культуры эксплуатации электрооборудования.
Необходимость секционирования ВЛ 6 (1 О) кВ по условиям
РЗ определяется во время расчета (выбора уставок) roловной РЗ
линии. В тех точках ВЛ, rдe значение тока двухфазноrо КЗ уже не
обеспечивает требуемой чувствительности этой РЗ, намечается
обязательная установка секционирующеrо выключателя со
своей РЗ. Для удобства обслуживания эта точка может быть CMe
щена только в сторону rоловноrо выключателя (OcHoBHoro пита
. ния). При параллельном секционировании радиальной линии
может быть установлено несколько секционируЮЩИХ выключа
телей (СВ), при последовательном  не более двух [11].
Определение целесообразности секционирования и выбор мест
установки секционирующих аппаратов по техникоэкономическим
показателям. Для упрощенноrо сравнения вариантов места yc
тановки одноro СВ на радиальной ВЛ можно воспользоваться
выражением для определения экономическоrо эффекта
секционирования:
Э С == уо8! COS <Рном k одн То/н,
(1)
rдe Уо  эквивалентная стоимость ущерба на 1 кВт. ч Heдo
отпущенной электроэнерrии, руб/кВт. ч; 8(  суммарная HO
минальная мощность трансформаторов, подключенных к ВЛ
на участке от rоловноrо выключателя ТВ до предполаrаемоrо
места включения СВ (рис. 13), кВ. А; COS<j)HOM  коэффициент
мощности, равный 0,8  0,85; k одн  коэффициент OДHOBpe
менности, учитывающий, что фактическая суммарная наrруз
ка трансформаторов меньше номинальной 8(; То  время пере
рывов электроснабжения изза устойчивых повреждений, OT
несенное к 1 км ЛЭП, ч/км; 111  общая длина линии за пред
полаrаемым местом установки СВ, км.
Для одной И той же ВЛ значения Уо, COS <Рном' k одн ' То принима
ются условно одинаковыми, что обычно и делается при расчетах
Е А
,..,
L.J
C
$1
Рис. 13. Расчemая схема ДЛЯ выбора места установки секционнрующеro выклю
чателя СВ по максимальному 3наченню экономическоro эффекта секцнонирова
ния Э С по выражению (1)
40
41

по средним данным; Torдa леrко заметить, что экономический
эффект Э С пропорционален произведению 51/" (см.  4).
Автоматическое секционирование и сетевые АВР широко ис
пользуются и в зарубежных распределительных сетях среднею
напряжения, которые также как в России выполняются радиаль
ными линиями с параллельным и последовательным секциони
рованием или секционированными линиями с двухсторонним
питанием.
Для примера можно привести цифровое устройство REC523,
выпускаемое в Финляндии фирмой "АББ ТрансмитjРеле и
Управление сетями". По информации 1997 r. это устройство
предназначено для управления удаленными и местными KOMМY
тационными аппаратами (в том числе и выключателями, и BЫ
ключателями наrpузки) и для наблюдения за их положением, Т.е.
для автоматизации вторичных П с в сетях среднеrо напряжения.
Устройство может устанавливаться на земле и на опоре вместе с
выключателем и разъединителем, как на ЛЭП, так и на ПС, в
трансформаторных киосках и на небольших электростанциях
(ветровых, солнечных).
Устройство REC523 осуществляет следующие функции:
контролирует сверхтоки при междуфазных К3; контролирует
токи при замыканиях на землю, а при необходимости и направ
ление мощности нулевой последовательности; выявляет непол
нофазный режим путем контролирования тока небаланса.
Таким образом, устройство REC523 может выполнять не
только функции контроля (индикации и запоминания факта
нарушения нормальноrо режима на защищаемом участке), но и
функции Р3 от междуфазных К3 в случаях установки совместно с
выключателем, способным отключать токи К3. Последнее
может оказаться необходимым, если rоловная Р3 линии не имеет
достаточной чувствительности при междуфазных К3 на KaKOM
то из ответвлений (отпаек).
Для фиксации повреждений на защишаемой ЛЭП (ответвле
нии) устройство REC523 может быть подключено или к CTaH
дартным электромаrнитным ТТ, или к новым воздушным датчи
кам тока и напряжения, созданным в 1996 r. в АББ по принципу
катушки PoroBcKoro ("Пояса PoroBcKoro", известноrо с 1912 r.,
но не нашедшеrо применения в традиционной Р3 изза весьма
малых значений выдаваемой им мощности) [10].
Функции управления REC523 предусматривают управление
одним или двумя разъединителями и выключателями с места 
кнопкой управления или дистанционно  через управляющую
сеть а также индикацию положения разъединителя и выключа
теля' через бинарный (двойной) ввод с передачей сиrнала по оп
тической сети, а также возможность передачи блокирующих воз
действий на вторичную сторону подстанций и полное проrpам
мирование нужных блокировок.
Кроме указанных выше возможностей измерения фаuзных
токов и напряжений, а также тока и напряжения нулевои по
следовательности (3/0' 3 u о ), устройство REC523 контролирует
(измеряет) напряжение аккумуляторной батареи и температуру
окружаюшеrо воздуха, а также, при необходимости, может
производить измерения активной и реактивной мощности и
энерrии, вьщавать по запросу значения тока, мощности, часто
ты, коэффициента мощности (cos<p), высших rармоник, давле
ния элеrаза (SF 6 ), rлубокоrо разряда батареи.
Надо заметить, что в дополнение к приведенным выше
функциям контроля электрических величин желательно, чтобы
индикатор повреждения обладал лоrическими функциями для
работы в автономном режиме путем вьщачи команды на отклю
чение выключателя наrpузки (автоматическою) в бестоковую
паузу, наступившую после первою или второю отключения
повреждения юловным выключателем ЛЭП.
42
43

4. Экономические обоснования
внедрения цифровой техники РЗА
в распределительных сетях 6  35 кВ
емую экономикой надежности электроснабжения. В данной рабо
те рассматриваются не все вопросы экономики надежности
электроснабжения, а в основном те, которые связаны с ущербом
у потребителей, возникающим в результате перерыва электро
снабжения. Это соответствует рекомендациям сиrрэ (см. жур
нал "Энерrетик", NQ 1, 1997 r., статья В. А Семенова), в которых
предлаrается оценивать надежность электрических сетей по
стоимости ущерба у потребителей от возможноro недоотпуска
электрической энерrии, Т.е. из всех убытков, причиненных aBa
рией, выбран тот, который возник у потребителя, потерявшеro
электропитание. Очевидно, что это не только наибольший,
но наиболее реально ощутимый убыток, который энерrоснаб
жающая орrанизация должна возместить потребителю "живыми
деньrами" .
Вот один из подтверждающих примеров. В 1990 r. в f. Чикаro
(США) изза пожара на подстанции rpynпа потребителей не по
лучала электроэнерrию в течение 3 сут. По иску потребителей
суд обязал энерrокомпанию (Э К) возместить потребителям при
чиненный ущерб в размере 4 млн долл.
Таким образом, следуя рекомендациям сиrрэ и дрyrих aBTO
ритетных международных орrанизаций, предлаrается простая и
наrлядная методика для ориентировочноro определения эконо
мическоro эффекта Э, полученноro блаroдаря эффекту от пpeд
отвращения ущерба у потребителей Э у средствами автоматики,
на установку которых произведены определенные затраты з.
Учитывая, что затраты производятся единовременно, но эконо
мический эффект будет действовать в течение HeKoToporo BpeMe
ни, например, 8 лет (как было принято в СССР), необходимо
произведенные затраты условно разнести на принятое число лет
Л[16].
Экономический эффект, следовательно, можно определить
по следующему выражению и он, разумеется, должен быть
положительным:
4.1. Экономика надежности электроснабжения. В СССР, и в
том числе в России, уделялось MHoro внимания автоматизации
распределительных сетей всех видов и назначений, как одному
из важнейших способов обеспечения надежноrо энерrоснаб
жения народноrо хозяйства и населения, и, следовательно,
уменьшения ущербов у потребителей от аварийноro недоотпуска
электроэнерrии [11  14]. Сейчас в связи с трудностями пе
реходноro периода в экономике России и массовыми взаим
ными задолженностями вопросам надежности электроснабже
ния и экономики надежности уделяется значительно меньше
внимания.
Все электроснабжающие орrанизации должны своевременно
обратить серьезное внимание на надежность электроснабжения
потребителей. При этом надо учитывать, что проблемы Надежно
сти в технике вообще и в электроэнерrетике в частности нераз
рывно связаны с экономикой. Неоправданная экономия затрат
на обеспечение надежности электроснабжения может приводить
к серьезным авариям в ээс. Например, 100 млн кВт. ч было He
доотпущено потребителям в результате двух аварий летом 1996 r.
в США При этом размеры ущерба оценены в 800 млн долл. (см.
журнал "Электричество", NQ 10, 1997 r., статья докторов техн.
наук В. А Семенова и Л. А Кощеева).
Ущерб, нанесенный потребителям при прекращении электро
снабжения, убытки, связанные с заменой или ремонтом повреж
денноrо электрооборудования, а также затраты на мероприятия
по повышению надежности электроснабжения являются эконо
мическими катеrориями. Поэтому в общее понятие надежности
электроснабжения следует включить особую катеrорию, называ
з
Э Эу.
л
(2)
П редлаrаемая методика просто и наrлядно связывает затраты
на автоматизацию только с экономическим эффектом от предот
вращения ущерба у потребителей блаroдаря этой автоматизации.
44
45

4.2. Оценка ущерба у
потребителей изза пере
рыва электроснаб)Кения
(по отечественным и зару
бе)К}lЫМ материалам).
Ущерб у потребителей,
возникший изза прекра
щения электроснаб
жения, как правило, за Рис. 14. Зависимость у == f(Tti) по немецким
висит от продол данным 1992 r.
жительности
восстановительных работ
по возобновлению электроснабжения и нормальной работы по
требителя электроэнерrии. Рассмотрим, как оценивается стои
мость этоro ущерба в разных странах. При этом надо отметить,
что оценка ущерба может производиться либо по результатам об
работки фактических данных о последствиях аварий в ЭЭС (Ha
пример, в результате уже упомянутых выше двух аварий в США в
1996 r., коrда ущерб бьm подсчитан в размере 800 млн долл. при
недоотпуске электроэнерrии в 100 млн кВт. ч, Т.е. примерно
8 долл. на 1 кВт. ч), либо путем обследования большоrо числа
потребителей. По данным [12] в 80x rодах было обследовано 60
промышленных предприятий СССР, а по шведским данным в
90x rодах было обследовано 13 тыс. потребителей разных KaTe
roрий. Из этих и аналоrичных публикаций следует, что получе
ние данных об ущербах вторым методом является делом очень
трудоемким и дороrостоящиМ. Поэтому материалы на эту тему
весьма немноroчисленны.
Fерманuя. В статье, опубликованной в материалах сиrрэ 97,
2  5 июня 1997, N2 438 приведена зависимость удельной стои
мости cYMMapHoro ущерба у потребителей У от времени перерыва
электроснабжения Типо немецким данным 1992 r. (рис. 14).
Данная зависимость построена в соответствии с формулой для
определения CYМMapHOro значения ущерба, марки (немецкие,
здесь и далее):
При этом надо подчеркнуть, что экономический эффект aBTO
матизации электрических сетей, подсчитанный по выражению
(2), не учитывает дополнительную экономию средств, которая
затрачивается на обслуживание неавтоматизированной сети, в
том числе на поиск повреждения, на расследование аварийных
ситуаций и Т.п. (см. далее п. 4.8).
Методика определения экономическоrо эффекта автоматиза
ции сетей по выражению (2) приrодна ДJ1Я оценки целесообраз
ности приобретения как одноro устройства, повышающеro Ha
дежность электроснабжения и уменьшающеrо ущерб от Heдooт
пуска электроэнерrии, так и комплекса устройств ДJ1Я одной
линии и ДJ1Я ceTeBoro района.
Для практическоrо использования выражения (2) необходи
мо, в первую очередь, произвести оценку стоимости ущерба у
потребителей, возникающеro в результате перерыва электро
снабжения, и попытаться преДJ10ЖИТЬ KaKoeTO среднее значение
стоимости ущерба, приемлемое ДJ1Я ориентировочных Tex
никоэкономических расчетов в современных российских
условиях.
В СССР было опубликовано MHOro материалов на эту тему
(например [12, 13]). Они приводятся ниже, хотя, к сожалению,
по известным причинам они устарели.
В официальной, действующей в России Методике расчета
экономическоrо ущерба от нарушений в работе энерrетическоro
оборудования, выпущенной РАО "ЕЭС России" в 1995 r.
(МТ 34 7000 1 95), в п. 1.3.3 сказано, что "ущерб, нанесенный
потребителям энерrии в случае технолоrическоrо нарушения,
приводящеrо к прекращению или оrpаничению энерrоснабже
ния, учитывается отдельной составляющей экономическоro
ущерба в виде платежей на возмещение убытков потребителям
соrласно условиям в коммерческих доroворах, заключенных
между энерrоснабжающими орrанизациями и потребителями
энерrии". Возможно, что упомянутые условия на практике MOryт
быть существенно различными, однако в примере расчета, при
веденном в этом документе на с. 20, указано, что "соrласно KOM
мерческим доrоворам энерrосистемы с потребителями энерrии
ДJ1Я возмещения убытков потребителю при отключении и orpa
ничении электроснабжения предусмотрены платежи... в тройном
размере средней цены на электроэнерrию". По нашему мнению
это слишком низкие цены.
J',MapKцjKBт
'200
150
о
100
5
10 Тv, v
у== [ур(Т и ) + YW(Tu)Tu]P u ,
(3)
rдe т и  продолжительность перерыва электроснабжения, ч;
Pи недоотпущенная мощность, кВт; Ур, Yw удельные зна
46
47

У, долл/к8т, В зависимости от Ти, ч
Страна 0,5
1 2 8
fермания 5 20 28 45
Анrлия 10 30 70 
США 4 5 10 40
Швеция 10 12 15 40
чения ущерба при потере питания (ур, марки/кВт) и при дли
тельном отсутствии питания (Yw, марки/кВт. ч).
Возможные значения удельных ущербов приведены ниже;
бителя У, долл/кВт, в зависи
мости от времени перерыва
электроснабжения ТU, Ч,эти
значения сведены в табл. 1.
В рассматриваемой He
мецкой публикации 1991 [.
(Н. Freи) при водятся зна
чения удельноrо ущерба У,
долл/кВт, также для случа
B автоматuчеСКО20 вoccтa
новленuя электроснабенuя,
Korдa время восстановления
т u выражается в секундах
(табл. 2).
Анализируя данные табл. 2
можно сделать выводы о цe
лесообразности использова
ния следующих коммутаци
онных аппаратов и устройств
РЗА дЛЯ успешноrо aBTO
матическоrо восстановления
электроснабжения в случаях
повреждений в электриче
ской сети:
для отключения неустой
чивых повреждений РЗ с по
следующим АПВ (общее
время не более 2 с) и предот
вращения ущерба у потре
бителя необходимо исполь
зовать выключатель, спо
собный отключать токи
тu,ч.. .....................
Ур, марки/кВт...................
Yw, марки/кВт ч................
О  0,2 0,2  1
10 20
10 10
1  10
40
10
> 10
80
10
При определении cYMMapHoro ущерба Упо выражению (3)
значения kp принимаются в зависимости от продолжительно
сти перерыва электроснабжения (потери питания), а значения
Yw  неизменны и должны умножаться на продолжительность
перерыва электроснабжения (Т и, ч). Например при Т u == 1 ч и
Ри== 1000 кВт:
у== (20 + 10. 1)1000 == 30 тыс. марок.
При существовавшем на 15.07.98 курсе валют у== 16,5. 1000 ==
== 16,5 ТЫС. долл. (для данноrо примера). А суммарный удельный
ущерб при перерыве питания в 1 ч составляет 30 марок/кВт или
16,5 долл/кВт, что примерно соответствует друrим данным,
полученным в 1994 [. (от 13,5 по скандинавским данным до
20 долл/кВт  по немецким данным, которые приведены ниже).
При переРJВе питания, например 5 ч суммарный ущерб .v,
подсчитанныи по выражению (3) возрастает до 90 марок
(50 долл.) на 1 кВт. Ч.
ПО данным публикации 1991 r., также из rермании, зависи
мость удельноro ущерба у потребителей У от времени перерыва
электроснабжения Тuимеет следующий вид (рис. 15).
АIllJlUЯ, США, Швецuя.
Из Toro же источника
приводятся зависимости
удельноrо ущерба у потре
бителей У от времени пе
рерыва электроснабжения
Ти в Анrлии (рис. 16),
США (рис. 17) и Швеции
{рис. 18).
Для удобства cpaBHe
Рис. ]5. Зависимость У == f(Tr) в fермании ния средних значений
(по иемецким данным 1991 r.) удельноrо ущерба у потре
!/,iJолл/кВт
!fO
2
8 1'v J 1(
48
у,17Qл.п/к.вт
70
JO
10
2 То,"
Рис. ]6. Зависимость У == f(Tu) в Aнrлнн
(по немецким данным 1991 r.)
у, ilO/Т/I /К Вт
+0
87U,1I
Рис. 17 Зависимость у == f(Tu) в СПIA
(по немецким данным 1991 r.)
II,DОЛЛ/II/Jт
+0
8ТV,"
Рис. ]8 Зависимость у == f(T r) в Шве
ции (по немецким даниым 1991 r.)
Таблица 1
49

а+ Тб,
(4)
Данная методика определения ущерба у потребителей ,споль
зовалась в проrрамме "Расчет экономическоrо эффекта в фир
ме "АББ Трансмит/Реле и Управление сетями" (данные получе:
ны в 1995 r.). Методика представляется весьма убеди,;ельнои
изза большоro количества обследованных потребителеи и наи
более практически полезной блаrодаря дифференциации потре
бителей по секторам.
Россия. Последние данные по этой теме приводятся по MaTe
риалам обследований 70x и 80x rодов. В [13] приведено значе
ние удельноro ущерба, возникающеrо в результате действия РЗА,
равное примерно 6 долл/кВт (на 01.08.98). u
В [12] значения удельноrо ущерба для разных отраслеи про
мышленности очень сильно отличаются дрyr от друrа: от
10 долл/кВт В химической промышленности до 1,5 долл/кВт в
машиностроении. Среднее значение удельноrо ущерба по всем
обследованным промышленным предприятиям (СССР) равно
примерно 3,6 долл/кВт. В этой же работе приводятся значения
удельноrо ущерба при перерыве питания 1 ч для разных секторов
потребления электроэнерrии. Переведя эти значения в COBpe
менные цены и доллары (на 01.08.98), приведем здесь несколько
значений удельноrо ущерба, долл/кВт, ч, из [12]:
при добыче нефти  6,8;
при переработке нефти  25,8;
металлурrический комбинат  3,5;
rлиноземный завод  16,9;
лакокрасочное производство  11;
rазокомпрессорные станции  4,3;
коммунальнобытовой (rородской) сектор  4,5 (сравни с
табл. 3);
сельское хозяйство  3.
Таблица 2
У. долл/кВт, В зависимости от ТУ' с
Страна <2 2 4 36 360
rермания 2 2,5 3 4,5
Анrлия Ущерба 1,5 2 3,5 7
США нет 0,8 1 2 2,7
Швеция 1,5 2 3,5 6.5
междуфазных КЗ, оборудованный современной (цифровой) РЗ,
обеспечивающей быстрое и селективное отключение кз; в боль
шинстве случаев восстановление электроснабжения менее чем
через 2 с не приведет к существенному ущербу у потребителя;
для восстановления питания большинства потребителей с
временем выше 2 с и до 4 с можно использовать более дешевые
коммyrационные аппараты  выключатели наrpузки, которые
откл ючают устойчиво поврежденный участок в бестоковую паузу
после отключения КЗ rоловным выключателем; электроснабже
ние всех остальных потребителей, кроме отключенноrо выклю
чателем наrрузки, будет восстановлено с помощью АПВ roлов
Horo выключателя (однократноrо или двукратноrо);
для уменьшения ущерба у потребителей целесообразно в ряде
случаев использовать MHoroKpaTHoe АПВ (с временем срабаты
вания последнеro цикла в несколько минyr), но при обязатель
ном применении "ускорения РЗ после АПВ" (см. выше).
Скандинавия. Стоимость удельноrо ущерба, долл/кВт, от пре
кращения электроснабжения рассчитывается по формуле:
rдe а  постоянная (фиксированная) составляющая ущерба,
долл/кВт; б  переменная составляющая ущерба, долл/кВт . ч;
Т  продолжительность отсyrствия электроснабжения, ч.
Ущерб, долл., при известной потребляемой мощности Р, кВт,
подсчитывается по выражению
Таблица 3
у== аР+ ТБР.
(5)
Бытовой Промыш Обслужи Муници
Сельский пальный
Удельный ушерб сектор сектор ленность вание сектор
Постоянная составля О О 1,2 1,1 0,5
юшая а. долл/кВт 4,8
Переменная составля 8,1 1,6 12,2 7,8
юшая б. долл/кВт ч
Постоянная составляющая а учитывается, невзирая на про
должительность отсyrствия электроснабжения, будь то 1 с или
несколько часов. Переменная составляющая б различна для раз
ных катеroрий потребителей и дана как среднее значение в
табл.3.
50
51

Если перерыв питания более 1 ч, то к этим значениям надо
прибавить удельную переменную составляющую ущерба,
долл/кВт . ч, умноженную на время перерыва питания, ч.
Сравнивая зарубежные данные разных стран начала 80x roдов
(например данные, приведенные [14], и данные начала 90x
rодов, приведенные выше, можно отметить, что значения удель
ных ущербов изза недоотпуска электроэнерrии имеют TeHдeH
цию к росту, повидимому, по причине роста электровооружен
ности во всех секторах потребления электрической энерrии.
На основании изучения этих и друrих уже проведенных иссле
дований, а также будущих дополнительных исследований по
проблеме ущербов у потребителей изза недоотпуска электро
энерrии, необходимо принять в России рекомендуемую шкалу
значений удельных ущербов для основных секторов электропот
ребления. Автором внесено предложение временно принимать в
российских экономических расчетах среднее значение удельноrо
ущерба 6 долл. за 1 кВт недоотпущенной электроэнерrии [16].
Это значение используется далее при выполнении примеров Tex
никоэкономическоrо обоснования автоматизации сетей.
4.3. Расчетное выражение для определения среднеro значения
ущерба у потребителей. Среднее значение Зу можно ориентиро
вочно рассчитать по формуле, в которой используются значения
отключенной мощности Р, кВт, времени перерыва электроснаб
жения Т, ч, и удельноrо ущерба УО а и УОб, Т.е. стоимости 1 кВт и
1 кВт. ч недоотпущенной электроэнерrии:
Зу == УОаР + УОБРТ,
(6)
одното из важнейших факторов, влияющих на продолжитель
ность перерыва электроснабжения в сторону ero уменьшения.
Автоматика в распределительных электрических сетях (pac
смотренная в  3) выполняет две основные задачи:
при неустойчивом повреждении, например на ВЛ, производит
АПВ;
при устойчивом повреждении дает команды для отделения по
врежденноrо участка сети и восстановления электроснабжения
остальных потребителей.
При успешных действиях устройств АПВ, АВР и автоматиче
CKOro секционирования восстановление электроснабжения по
сле ero внезапноro прекращения производится за время, измеря
емое в секундах, чем предотвращается или резко уменьшается
ущерб у потребителя.
Продолжительность перерыва электроснабжения при устой
чивых повреждениях в питающей сети и при отсутствии средств
автоматизации для отделения поврежденноro участка сети может
измеряться часами. В журнале "Электричество" (NQ 9, 1971 r.) Б
статье акад. И. А. Будзко приведено среднее значение времени
прекращения электроснабжения сельских потребителей изза
неустойчивоrо повреждения на ВЛ 10 кВ, которое отнесено к
1 км ВЛ и составляет 1,2 ч в rод. Например, при устойчивом К3
на ответвлении от маrистральной ВЛ 10 кВ при длине этоrо OT
ветвления 30 км И отсутствии автоматическоrо секционирую
щеrо аппарата для отключения поврежденноrо ответвления от
маrистрали продолжительность перерыва питания для всех по
требителей, получающих электроэнерrию по этой маrистраль
ной ВЛ, составит 1,2 х 30 == 36 ч в rод, Т.е. Т== 36 ч в формуле (6).
В зарубежных публикациях указываются различные значения
продолжительности одноro перерыва электроснабжения: от 5 до
1 5 ч при отсутствии технических средств для ускорения BOCCTa
нвления электроснабжения. В современной публикации [17]
указывается время перерыва электроснабжения 6  7 ч при OT
сутствии индикаторов повреждения.
Вероятность возникновения устойчивых повреждений в
распределительных сетях среднеrо напряжения также являлась
предметом исследований в СССР. Имеются и зарубежные дaH
ные. Приведем некоторые из них.
4.5. Оценка вероятности внезапноro прекращения электро
снабжения и возникновения ущерба у потребителей изза устойчи
вых повреждений в электрических сетях среднеro напряжения.
53
rдe УОа И УОб  постоянная и переменная составляющие удель
ното ущерба Уо.
Возможные значения удельных ущербов рассмотрены в п. 4.2,
а о вероятных значениях времени перерыва электроснабжения
следует сказать подробнее.
4.4. Оценка значения времени перерыва электроснабжения по
еле ero внезапноro прекращения. Время или продолжительность
перерыва электроснабжения зависит от мноrих факторов и MO
жет существенно различаться в зависимости от вида, качества и
срока службы электрооборудования, от природных условий, от
квалификации и техническоro обеспечения обслуживающеrо
персонала электроснабжающей орrанизации, а также от уровня
автоматизации электроснабжения. В данной работе рассматри
ваются только вопросы автоматизации электрических сетей как
52

Аварийное прекращение электроснабжения является, как пра
вило, следствием отказа функционирования электроэнерrетиче
cKoro оборудования. Вероятность этих событий зависит от MHO
rих факторов и также как время перерыва электроснабжения
может существенно различаться в зависимости от вида, качества
и срока службы электрооборудования, от природных условий И
от квалификации обслуживающеrо персонала. Средние вероят
ностные данные о потоках отказов электрооборудования и Bpe
мени восстановления электроснабжения, приводимые в отечест
венных изданиях, существенно отличаются дрyr от дрyrа.
В [13] приведены показатели надежности линий электропере
дачи, в том числе дЛЯ ВЛ 6 и 10 кВ:
параметр потока отказов р == 7,6 1/roд, т.е. 7,6 случаев устой
чивых повреждений в rод на 100 км;
среднее время восстановления { в == 5 ч.
Для одноцепных ВЛ 35 кВ на металлических и железобетон
ных опорах р == 0,65 и 0,63 1/rод, а { в == 9 и 10'1 соответственно.
При деревянных опорах р == 1 1/rод, а { в == 13 ч.
По данным российской фирмы орrрэс (информационное
письмо NQ 1291 "Об анализе техническоrо состояния и пока
зателей надежности распределительных сетей 0,38  20 кВ",
Москва, 1992) повреждаемость сетей 6  20 кВ только сельско
хозяйственноrо назначения находилась в 1990 r. на уровне 4,9
1/rод на 100 км.
По данным этой же фирмы (журнал "Энерrетик", NQ 8, 1999)
ежеrодно происходит 7,3 случаев нарушений в работе на 100 км
ВЛ 6 и 10 кВ в rод, Т.е. р == 7,3 1/rод на 100 км.
В статье М. Диссарта из Бельrии приводится значение р == 12,8
1/rод на 100 км ВЛ среднеrо напряжения. Время, необходимое
для ремонта ВЛ 11 кВ составляет 5 '1, кл 11 кВ  30 '1 (данные
1991 r.).
Наиболее удобным для использования в ориентировочных
экономических расчетах представляется предложенное акад.
И. А. Будзко удельное значение времени прекращения электро
снабжения по ВЛ 1 О кВ в сельской местности: 1,2 ч в rод на 1 км
ВЛ, поскольку здесь можно учесть протяженность ВЛ, а также
приведенные в [13] значения потоков отказов на 100 км линии.
Если линия имеет меньшую протяженность, то и поток отказов,
очевидно, будет меньше.
4.6. Технические средства, позволяющие уменьшить время BOC
становления электроснабжения потребителей при устойчивых no
вреждениях и распределительных сетях. В предыдущих разделах
были показаны возможности средств автоматизации по сниже
нию времени восстановления внезапно прерванноrо электро
снабжения потребителей, причем либо всех потребителей (с по
мощью АПВ, АВР при неустойчивых повреждениях и достаточ
ных способностях резервноro источника питания), либо части
потребителей путем отделения поврежденноro участка cpeДCTBa
ми автоматическоro секционирования и последующеro aBTOMa
тическоrо восстановления электроснабжения остальных потре
бителей. Таким образом, выявляется прямая зависимость между
затратами на автоматизацию сети 3, руб, или долл., и временем
перерыва электроснабжения т, ч. Из выражения (6) видно, что
уменьшение времени Тв значительной мере уменьшает ущерб у
потребителей, возникающий при отсутствии электроснабжения.
Подобные зависимости Т== 1(3), построенные на основании
опыта автоматизации распределительных сетей в европейских
странах, представлены в материалах сиrРэ 93 и частично опуб
ликованы в журнале "Электрические станции" (NQ 7, 1994 r.).
На рис. 19 представлена в общем виде одна из таких зависимо
стей без указания конкретных значений Ти 3, из которой видно,
как время перерыва электропитания Т может быть снижено от
нескольких часов до нескольких секунд путем увеличения затрат
3 на оборудование, необходимое для скорейшеrо восстановле
ния электроснабжения потребителей.
На рис. 19 условно показаны возрастающие затраты 3 на
приобретение, установку и обслуживание соответствующих
технических средств: про
стых секционирующих
разъединителей Р, инди
каторов тока К3 И, aBTO
матических выключателей
наrрузки ВН, секциониру
ющих выключателей СВ.
Более совершенное техни
чес кое средство требует
увеличения затрат 3. для
автоматическоrо BOCCTa
новления электропитания
необходимы ВН и СВ, oд
нако и индикаторы К3 в
сочетании с секциониру
54
т,v
11
р
Рис. 19. Зависимость снижения времени
перерыва электросиабжения т от затрат на
оборудование 3
55

ющими разъединителями MOryт существенно ускорить BOCCтa
новление электроснабжения большоrо числа потребителей.
Без автоматизации время восстановления электроснабжения
измеряется минутами и десятками минут. Например, в том
же NQ 7 журнала "Электрические станции" (1994 r.) приводятся
средние значения времени перерыва электроснабжения Т
(рис. 19) в зависимости от использования тех или иных видов
технических средств, предназначенных для снижения этоrо
времени:
Т тах == 1,5 ч в rод для сетей среднеrо напряжения, если на
каждой второй подстанции установлен разъединитель (Р на
рис. 19);
Т== 0,25 -;.- 0,3 ч в rод при установке индикаторов К3 (И на
рис. 19) с передачей информации по каналу связи и использова
нии выключателей наrpузки (ВН на рис. 19) лишь на отдельных
подстанциях;
Т тт == 0,1 -;.- 0,15 ч при установке на всех трансформаторных
подстанциях сети (соответствует нашим подстанциям 10/0,4 кВ)
и индикаторов К3 и выключателей наrpузки.
Таким образом, время Тможет быть снижено в 1 О  15 раз при
соответствующих затратах. При этом надо учесть, что приве
денное наибольшее значение Т тах == 1,5 ч характерно для таких
европейских стран, как rермания, Чехия ит.п., а для России Bpe
мя Т тах может иметь rораздо большее значение, если не YCTaHOB
лены индикаторы К3 и выключатели наrрузки, но будут иметь
место примерно такие же среднеевропейские значения Т тт при
использовании этих простейших устройств автоматизации pac
пределительных сетей. Следовательно, эффект снижения значе
ния Тбудет еще более значительным.
Не боясь повторения, еще раз подчеркнем преимущества циф
ровых устройств РЗА для комплексной автоматизации распре
делительных электрических сетей. Наряду с таким важнейшим
свойством цифровых (микропроцессорных) устройств Р3А, как
непрерывная самопроверка исправности, отметим их способ
ность запоминания события, например, факта прохождения тока
К3, способность автоматически изменять уставки срабатывания
Р3 при изменении режима питания или при АПВ защищаемой
линии. Малое потребление мощности от первичных преобразо
вателей тока дает возможность использовать наряду с традици
онными электромаrнитными 1т малоrабаритные воздушные
("катушки PoroBcKoro" [10]).
Далее приведены примеры техникоэкономическоrо обосно
вания внедрения цифровой техники Р3А и соответствующеro
коммутационноrо оборудования в распределительных сетях
6  11 О кВ с основной целью снижения времени перерыва элект
роснабжения и, следовательно, уменьшения ущерба у потреби
телей электроэнерrии изза отсутствия электроснабжения.
4.7. Примеры техникоэкономическоro обоснования автомати
зации распределительных сетей с помощью современной цифровой
аппаратуры Р3А в сочетании с современными коммутационными
аппаратами.
4.7.1. Пример техникоэкономическоzо обоснования aвтOMa
тическоzо секционирования ВЛ 1 О кВ путем установки на одном
из ответвлений автоматическоro выключателя (более дороrой
вариант) или выключателя наrpузки, который отключается
в бестоковую паузу (более дешевый вариант). При устойчивом
К3 на рассматриваемом ответвлении (рис. 20) в первом варианте
все остальные потребители не теряют питания, во втором 
теряют на несколько секунд, необходимых для отключения ВН
в бестоковую паузу после отключения rоловноrо выключателя
ЛЭП (FB).
Основная цель автоматическоrо секционирования  предот
врашение ущерба от недоотпуска. Ущерб Зу с подсчитывается п
выражению, аналоrичному (1), (5), (6), но без учета постояннои
составляющей (для упрощения):
З у . с == УОБРТ == УОБS( cos <р k одн То/н,
(7)
rдe УОб  переменная составляющая удельноrо ущерба на
1 кВт. ч недоотпущенной электроэнерrии, принятая в данном
t r ВЛ 'ОкН

Sl
Рис. 20. К примеру п. 4.7.1 техникоэкономичеСJ(Оro обоснования автоматиче-
скоrосекционировании
56
57

при мере равной 6 долл. США/кВт. ч; S,  суммарная номи
нальная мощность всех трансформаторов 10/0,4 кВ, подклю
ченных к рассматриваемой ВЛ 1 О кВ от ее начала до места YCTa
новки секционирующеrо выключателя СВ или выключателя
наrрузки ВН, кВ. А; cos ч'  коэффициент мощности, при
нимаемый в среднем 0,8 + 0,85; k одн  коэффициент OДHOBpe
менности (спроса); То  время перерыва электроснабжения
изза устойчивых повреждений, отнесенное к 1 км линии,
ч/км; 1"  общая дJIина ответвления после места установки СВ
или ВН, км (рис. 20).
Из выражения (7) видно, что экономический эффект от aвтo
матичеСКО20 секционирования Э у . с будет тем больше, чем больше
произведение S J [п.
Приняв дJIЯ данноrо примера числовые значения SI ==
== 500 кВ . А, 1" == 35 км, То == 1,2 ч/км, k одн == 0,5, получим Э ==
== 50 тыс. долл. США у.С
Допустим, что ориентировочная стоимость автоматическоrо
ВН с индикатором тока также равна 50 тыс. долл. США Но эти
затраты следует разложить на несколько лет, например, 8 лет
(принятый срок окупаемости). Torдa по выражению (2) эконо
мический эффект определяется как положительный:
питанием с нормально отключенным выключателем В3 на пунк
те АВР. Схема на рис. 21 является частью схем резервированных
сетей, приведенных на рис. 4 и рис. 10, в.
Определим возможный экономический ущерб у потребителей
для случая, Korдa по какойто причине не предусмотрено aBTOMa
тическое секционирование, Т.е. не установлен секционирующИЙ
выключатель В2. При устойчивом К3влюбой точке общей линии
ЛJ + Л2 (l.f == 22 км) теряют электропитание потребители с HO
минальной суммарной мощностью Sf == S, + S2 == 600 + 600 ==
== 1200 кВ . А, так как действие АВРпри таком кз будет неуспеш
ным. Тоtда по выражению (7) ущерб у потребителей:
Э у . с == УОБРТ == YO СОБ ч' k одн Tol ==
== 6 . 1200.0,8.0,5. 1,2.22 == 76 тыс. доля. США
3 50
Э == Э у  л == 50  8 == 43 ТbIC. долл. США
Вероятность устойчивоrо повреждения на ВЛ 1 О кВ длиной
22 км по данным [13]: р == 7,6.22/100 == 1,67 1/rод. По данным
1990 r. фирмы орrрэс(см. выше):р == 4,9.22/100 == 1,08 1/rод.
По этим данным по меньшей мере 1 раз в [од такое устойчивое
повреждение может произойти. На ero поиск и ликвидацию MO
жет быть затрачено в среднем более 26 ч и ущерб у потребителей
составит 76 тыс. долл. Эта сумма значительно превышает стои
мость установки ячейки секционирующеrо выключателя на этой
линии.
Поэтому необходимость приобретения и установки пункта
секционирования может быть подтверждена соответствующим
техникоэкономическим обоснованием. Если потребитель не
соrлашается на перерыв питания продолжительностью 15  20 с,
установка выключателя наrрузки нецелесообразна. При выборе
секционирующей ячейки (кру) с выключателем, способным
отключать токи междуфазных кз, необходимо предусмотреть
цифровую Р3, имеющую два набора уставок и функцию пере
Вероятность срабатывания установленноro выключателя
наrрузки можно определить по приведенному выше значению
потока устойчивых отказов (т.е. устойчивых повреждений) на
100 км воздушных сетей 10 кВ в rод (7,6 1/rод по [13]) и принятой
в этом примере длине ответвления [п == 35 км:
р == 7,6.35/100 == 2,66 1/rод.
В течение принятоrо срока окупаемости 8 лет можно предпо
ложить, что установленный выключатель наrpузки будет рабо
тать более чем 20 раз. При этом предположении будет предотвра
щен ущерб от недоотпуска электроэнерrии указанным в этом
при мере потребителям на несколько сот тысяч долларов.
4. 7.2. Пример техникоэкономичеСКО20 обоснования сетевО20
автоматичеСКО20 резервирования (сетевО20 АВР) в сочетании с
автоматическим секционированием резервируемой ШI 10 кВ. На
рис. 21 приведена часть воздушной сети 1 О кВ с двусторонним
А
ЛI
Л2
S,=6'OOKB'A
Sz = 6'ООк13.А
Рис. 21. К примеру п. 4.7.2 теХНИКОЭКOIroмическоro обоснования автоматиче
CKOro резервироваиия в сочетании с автоматическим секционированием ВЛ 10 кв
58
59

ключения реле с одноrо набора на друroй перед включением
выключателя ВЗна пункте ceTeBoro АВР. Поясним такую необхо
димость. В нормальном режиме питания сети от источника А
(рис. 21) время срабатывания РЗ на rоловном выключателе В1
должно быть больше, чем у РЗ на В2, а у РЗ на В2  больше, чем у
РЗ на ВЗ.
В случае устойчивоrо КЗ на Лl отключается Вl (rоловной
выключатель), происходит ero неуспешное АПВ, затем включа
ется ВЗ (АВР) , после чеrо необходимо обеспечить работу РЗ на В2
с меньшим временем, чем у РЗ на ВЗ. Это может быть выполнено
вторым набором уставок РЗ на В2, который должен быть уже
задействован.
В результате потребители, подключенные к поврежденной Л 1,
окажутся обесточенными, но потребители, подключенные к Л2,
не потеряют электропитание.
Предотвращенный ущерб у потребителей, подключенных к
Л2, определяется по выражению (7):
Э у . с :;::: YOS2 cos <р k одн Tol] :;:::
:;::: 6.600.0,8.0,5.1,2.10:;::: 17,3 тыс. долл.
Вероятность устойчивоrо повреждения на ВЛ 1 О кВ Лl длиной
10 км В сельской местности колеблется от 0,49 до 0,76 1/rод, Т.е.
примерно 1 раз в 2 [ода. Таким образом, установка секциониру
ющеrо выключателя окупится примерно за 2 [ода. А за 8 лет
(период окупаемости, принятый в СССР)  окупится MHoro
кратно. К этому надо еще добавить неучтенную нами сумму
предотвращенноrо ущерба у потребителей, подключенных к Л1,
в случаях устойчивоrо КЗ на Л2 при работе сети на рис. 21 в
нормальном режиме:
Э у . с :;::: YoS] cos <р k одн Tol2 :;:::
:;::: 6.600.0,8.0,5. 1,2. 12:;::: 20,8 тыс. долл.
Вероятность устойчивоro КЗ на Л2 длиной 12 км примерно
такая же, как для Л 1, Т.е. примерно 1 раз в 2 [ода.
4.8. Дополнительный экономический эффект от использования
цифровых РЗ. В предьщущих разделах рассматривались методика
и при меры определения экономическоrо эффекта от использо
вания цифровых реле (терминалов) для выполнения РЗАраспре
делительных сетей, исходя только лишь из значения предотвра.
щенноro ущерба у потребителей, возникшеro изза прекращения
электроснабжения. Такой подход к оценке надежности электро
снабжения рекомендуется авторитетными международными
орrанизациями. Он актуален и для России, [де законодательно
закреплена материальная ответственность электроснабжающих
орrанизаций за надежность электроснабжения [15].
Однако не будет лишним и дополнительный экономический
эффект от использования цифровых реле, который получит
электросетевое предприятие путем сбережения затрат при обслу
живании цифровых реле по сравнению со значительно более
трудоемким и затратным обслуживанием существующих элект
ромеханических реле. Наряду с экономией средств на проведе
ние профилактических проверок релейной аппаратуры, имеет
место экономия при расследовании аварийных ситуаций, при
определении места повреждения на Л Э П, при ремонтах электро
оборудования, которые тем больше, чем длительнее протекает
ток при междуфазном КЗ, на сбор, запись и обработку показаний
щитовых измерительных приборов и ведение оперативною
журнала дежурным персоналом. Для проектируемых объектов к
этому следует добавить значительную экономию средств блаrо
даря отсутствию необходимости сооружения щита управления с
мнемосхемой сети, помещения для этоrо щита, прокладки KOHT
рольных кабелей. Уменьшаются затраты на монтаж большою
числа отдельных измерительных и фиксирующих приборов,
мноrочисленных реле.
Дополнительный экономический эффект от замены электро
механической РЗА на цифровую, таким образом, может быть
получен в действующем электросетевом предприятии за счет
снижения следующих затрат:
среднеюдовых затрат на профилактическое обслуживание
(проверки и ремонты) РЗА;
среднеrодовых затрат на расследование аварийных наруше
ний, связанных с неправильными действиями РЗА;
среднеrодовых затрат на ремонт повреждеННQrо
оборудования;
среднеrодовых расходов на сбор, обработку и запись инфор
мации о режимах и событиях;
затрат на поиск места повреждения на ЛЭП.
Такой же дополнительный экономический эффект будет по
лучен и в проектируемом электросетевом предприятИИ в случае
применения цифровых устройств РЗА в ячейках КРУ.
60
61

Проведем численную оценку пеРВblХ из этих перечислеННblХ
затрат на примере участка электрической сети, схема которой
приведена на рис. 10, в, и наСЧИТblвает девять ячеек типа K 114
MOCKOBCKOro завода "Электрощит". При использовании элект
ромеханических реле на двух секционирующих пунктах необхо
димо устанавливать по два комплекта реле с разНblМИ уставками
срабаТblвания и устройствами ДflЯ переключения уставок. Таким
образом, при девяти ячейках надо иметь 11 комплектов электро
механических устройств РЗА [3].
СреднеroДОВblе затраТbI на профилактические проверки и pe
МОНТь! одноro комплекта электромеханической РЗА линий 6
(1 О) кВ составляют по прейскуранту в ценах 1981 r. примерно
1 тыс. руб., а одиннадцати комплектов соответственно II тыс.
руб. При использовании цифРОВblХ реле с ПОСТОЯННblМ caMO
контролем и автоматической или дистаНЦИОННblЙ сменой YCTa
вок (при изменении режима питания) затраТbI на профилактиче
ские проверки оказblваются примерно в 1 О раз меньше и MOryr
составить лишь 1,1 тыс. руб. Таким образом, затраТbI на профи
лактические проверки РЗА в этом примере снижаются на
1 О тыс. руб. в ценах 1981 r. или 900 тыс. руб. в ценах 1999 r. Эта
сумма сравнима со стоимостью всех девяти комплектов цифро
вых реле при примерном сроке окупаемости 3 roда.
СреднеroДОВblе затраТbI на расследование аваРИЙНblХ ситуа
ций, например, неселеКТИВНblХ действий электромеханических
защит на ВЛ 6 (1 О) кВ MOryr бblТЬ численно определеНbI, если за
даться Дflинами ЛЭП на участке сети, показанной на рис. 10, в.
Допустим, что общая Дflина этих ЛЭП составляет 120 км. Поток
отказов, Т.е. число УСТОЙЧИВblХ повреждений по [13], ДflЯ этих ВЛ
р == 7,6 Ijrод на 100 км ир == 9,12 Ijrод на 120 км. Вероятность He
селективноrо срабаТblвания на отключение комплекта электро
механической РЗ таких ЛЭП составляет qJ == 0,26. 10  2 ljrод
r 131. Вероятное количество неселеКТИВНblХ срабаТblваний дe
вяти комплектов электромеханических РЗ в этой сети опреде
ляется, как аоткл==рqз.9==9,12.0,26.102.9",0,2 Ijrод, Т.е.
1 раз в 5 лет.
Фактические затраТbI на расследование этих неселеКТИВНblХ
срабаТblваний трудно оценить в рублях, но бесспорно, что про
верка электромеханических реле требует Вblезда на место их уста 
новки бриrадbl из двух специалистов с соответствующей затратой
человекочасов, оплатой расходов на транспорт и друrих затрат.
В это время существует вероятность ПОВТОРНbIХ неселеКТИВНblХ
срабаТbIваний и ВbIзванноro этим прекращения электроснабже
ния потребителей.
При использовании цифРОВblХ РЗ эти расходы практически
исключаются, так как уставки неселективно сработавшей циф
ровой РЗ И той РЗ, которая, возможно, "запоздала", MOryr бbIТЬ
провереНbI дистанционно с помощью специальной компьютер
ной проrраММbI и, при необходимости, таким же образом изме
нены. Затраченное время на расследование подоБНbIХ аваРИЙНbIХ
ситуаций измеряется несколькими минутами.
СреднеroДОВblе затраТbI на ремонт поврежденноro первичноrо
оборудования MOryr бbIТЬ ориентировочно определеНbI по стати
стическим данным, опубликоваННbIМ в журнале "Энерrетик"
(NQ 1, 1994 r.): в заrОрОДНbIХ сетях 6 и 10 кВ (сельские сети, вдоль
трассовые электросети трубопроводов, ПрОДОЛЬНblе фидерbI
желеЗНbIХ дороr и т.п.) ежеrодно повреждается 12 % КРУ и
КРУН. Для рассматриваемоro примера электрической сети с
девятью ячейками КРУ и КРУН количество повреждеННbIХ ячеек
(шкафов) в rод может составлять п == 0,12.9'" 1 шт. При сущест
вующих электромеханических РЗ среднее время отключения КЗ
составляет 1,2  1,4 с, апри наличииАПВ (однократноrо), но без
"ускорения РЗ после АПВ", время прохождения тока КЗ равно
2,5  3 с, что во мноrих случаях преВbIшает время термической
стойкости КРУ (КРУН).
Новая ячейка (шкаф) КРУ с вакуумным ВbIключателем и
электромеханическими реле (взамен сrоревшей) стоит около
65 тыс. руб., ее капиталЬНblЙ ремонт обходится примерно в
35 тыс. руб. в rод (в ценах 1997 r.).
При использовании таких же ячеек (шкафов) КРУ с цифровой
РЗА время отключения КЗ снижается до 0,4  0,5 с при условии
правильноro Вblбора уставок и использовании "ускорения РЗ
после АПВ". Время отключения КЗ не преВblшает время терми
ческой стойкости ячейки КРУ (КРУН). В относительно редкИХ
случаях неоБХОДИМbIЙ ремонт (чистка) будет стоить не более 20 %
стоимости ячейки, Т.е. около 13 тыс. руб. в rод. Таким образом,
при использовании цифровой РЗА ежеrодная экономия затрат
на ремонт (или замену) поврежденноro первичноrо оборудова
ния в данном примере ячейки (шкафа) КРУ или КРУН может
составить от 65 тыс. руб. за счет предотвращения повреждения до
22 тыс. руб. при относительно небольшом повреждении. За 8 лет
(расчеТНbIЙ срок окупаемости HOBOro оборудования) только за
счет этоrо можно сберечь от 520 до 175 тыс. руб., что позволит
62
63

приобрести несколько новых ячеек с цифровыми реле или
приобрести цифровые РЗ ДJ1я существующих ячеек этой сети
(рис. 10, в). В этом случае будет обеспечено ускорение отключе
ний КЗ, ПрОДJ1ен срок службы существующих ячеек и получены
друrие преимущества от использования цифровой техники РЗА
Весьма существенный экономический эффект может быть по
лучен блаrодаря использованию такой особенности цифровых
реле, как измерение и запоминание значений токов КЗ. В преды
дущих разделах это преимущество было использовано ДJ1я управ
ления выключателем наrрузки на ответвлении от ВЛ 10 кВ. В
данном при мере способность фиксации значения тока в момент
КЗ может дать большой экономический эффект за счет уменьше
ния затрат на отыскание места повреждения на ВЛ. Общая ДJ1ина
ВЛ 10 кВ в сети (рис. 10, в) была принята выше равной 120 км, а
число устойчивых повреждений р == 9,12 l/rод r 13]. Помимо воз
мещения ущерба потребителям (см. выше) электросетевое пред
приятие при использовании только электромеханической РЗА
должно затратить средства ДJ1я обхода (объезда, облета) трасс
всех ВЛ этой сети. Ориентировочно это составляет в rод
1,5 тыс. руб. (зарплата двух электриков за 1 день, умноженная на
9 случаев в rод), не считая затрат на транспорт, которые MOryт
быть очень велики, например, при использовании вертолета.
Цифровые реле позволяют дистанционно определить место по
вреждения на ВЛ с достаточно большой точностью, что дает воз
можность не только сберечь средства ДJ1я обхода (объезда, обле
та) поврежденной ВЛ, но, rлавным образом, уменьшить время
перерыва электроснабжения и ущерб у потребителей.
Дополнительный экономический эффект от использования
цифровых РЗА ДJ1я проектируемых объектов может быть оценен
лишь при типовом или конкретном проектировании. В ряде
проектных орrанизаций России уже накоплен определенный
опыт [4].
Оценивая экономический эффект от использования цифро
вых реле в денежном выражении, нельзя забывать и о друrих
положительных факторах, которые проявляются блаrодаря циф
ровой РЗА, в том числе, повышение безопасности персонала, об
служивающеrо электроустановки, приобщение специалистов
электриков к современному аппаратному и проrраммному обес
печению АСУ электроустановок, и в том числе РЗА, повышение
культуры эксплуатации и улучшение условий труда работников
энерrетических предприятий.
Заключение
Приведенные материалы и численные при меры подтвержда
ют общепризнанный в разных странах вывод о том, что вложение
капитала в автоматизацию распределительных сетей является
выrодным делом не только за счет показанной выше экономии
энерrоснабжающей орrанизации путем уменьшения расходов на
компенсацию ущерба у потребителей, но и за счет уменьшения
собственных расходов на эксплуатацию электрических сетей.
Приведенные материалы позволяют производителям обору
дования определить разумные продажные цены, а продавцам и
покупателям этоrо оборудования  обосновать затраты на aBTO
матизацию с учетом конкретных местных условий.
64
65

Список литературы
Содержание
1. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей
РФ.  15e ИЗД., перераб. и доп.  М.: СПО оРrРэс, 1996.
2. Правила устройства электроустановок.  М.: Энерrоатомиздат, 1986.
3. Шабад М. А. Защита и автоматика электрических сетей аrропромыш
ленных комплексов. Л.: Энерrоатомиздат, 1987.
4. Шабад М. А., Шевелев В. С. Опыт использования цифровых реле
серии SPAC800 в сетях электроснабжения России / / Энерrетик.
NQ 12.1998.
5. Шмурьев В. я. Цифровые реле защиты.  М.: НТФ "Энерrопроr
ресс", 1999. (Библиотечка электротехника, приложение к журналу
"Энерrетик", вып. 5).
6. Шабад М. А. Выбор характеристик и уставок цифровых токовых
защит серии SPACOM.  СПб: Изд. ПЭИпк, 1996.
7. Александров А. М. Выбор уставок срабатывания защит асинхронных
электродвиrателей напряжением выше 1 кВ.  М.: НТФ "Энерrо
проrресс", 1998. (Библиотечка электротехника, приложение к жур
налу "Энерrетик", вып. 2).
8. Выбор способа заземления нейтрали в сетях 6  10 кВ / EBДOКY
нин r. А. и др. // Электричество. NQ 12. 1998.
9. Шабад М. А. Защита от однофазных замыканий на землю в сетях
6  35 кВ.  СПб: Изд. ПЭИпк. 1998.
10. Сарычев С. С. Катушка PoroBcKoro для целей релейной защиты и
измерений // Энерrетик. NQ 4.1999.
11. Будзко и. А., Зуль Н. М. Элекrроснабжение сельскоro хозяйства. 
М.: Аrропромиздат, 1984.
12. fоловкин п. и. Энерrосистема и потребители электрической энерrии
 2e ИЗД.  М.: Энерrоатомиздат, 1990.
13. fYK Ю. Б. Теория надежности в электроэнерrетике.  Л.: Энерro
атомиздат, 1990.
14. Совалов С. А., Семенов В. А. П рот и воаварийное управление в энерrо
системах.  М.: Энерrоатомиздат, 1988.
15. Козлов В. А. К решению проблемы надежности электроснабжения
потребителей в современных условиях // Электрические станции.
NQ 9.1998
16. Шабад М. А. Техникоэкономические обоснования автоматизации
распределительных сетей // Энерrетик. NQ 9. 1998.
17. Труб И. и. rидравлический указатель KOpOTKOro замыкания / / Энер
rетик. NQ 12. 1998.
Предисловие. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1. Существующие схемы распределительных сетей
и устройства релейной защиты и автоматики. . . . . .,. . . . . . .
2. Современные цифровые реле: функции защиты
от междуфазных КЗ и однофазных замыканий на землю. . .
3. Автоматизация распределительных сетей
с использованием цифровых реле. . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . .
4. Экономические обоснования внедрения
цифровой техники РЗА в распределительных сетях
6  35 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Заключение. . . . . . ..... ............... ......... ... . .. ....
Список литературы. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3
6
19
28
44
65
66
66

Журнал "Энерrетика за рубежом"
 приложение к журналу "Энерrетик"
Подписывайтесь на специальное приложение к жур
налу "Энерrетик"  "Энерrетика за рубежом". Это
приложение выходит один раз в два месяца.
ШАБАД МИХАИЛ АБРАМОВИЧ
Автоматизация распределительиых электрических сетей
с использованием цифровых реле
Журнал "Энерrетика за рубежом" знакомит читателей
с важнейшими проблемами современной зарубежной
электроэнерrетики, такими, как:
 развитие и надежность энерrосистем и
энерrообьединений;
 особенности и новшества экономических и рыночных
отношений в электроэнерrетике;
 опыт внедрения проrрессивных технолоrий в энерrе
тическое производство;
 модернизация и реконструкция (перемаркировка)
оборудования электростанций, электрических и теп
ловых сетей;
 распространение нетрадиционных и возобновляе
мых источников энерrии;
 энерrосбережение, рациональное расходование
топлива и эколоrические аспекты энерrетики.
6n6llnотечка JlleКТDOТeXНnкa
ПРWlOженuе к пpouзводственно--МQССовому :журналу "Энеpzетик"
АДРЕС РЕДАКЦИИ:
109280, Москва, ул. Автозаводская, 14/23
Телефоны: (095) 275 1906, тел. 2750023 д06. 2247; факс: 2347421
Научный редактор В. и. Пуляев
Редакторы: Л. Л. Жданова, Н. В. Ольшанская
Худож.техн. редактор Т. ю. Андреева
Корректор з. Б. Драновская
Подписку можно оформить в любом почтовом OT
делении связи по объединенному каталоrу "ПРЕССА
РОССИИ". Том 1. Российские и зарубежные rазеты
и журналы.
Сдано в набор 25.12.2002 r. Подписано в печать 20.01.2003 r.
Формат 60х84 1/16. Печать офсетная.
Печ. л. 4,25. Тираж 1200 экз. Заказ БЭТ 11(49)2003
Макет выполнен издательством "Фолиум": 127238, Москва, Дмитровское Ш., 58.
Отпечатано типоrpафией издательства "Фолиум": 127238, Москва,Дмитровское Ш., 58. .
Индексы журнала "Энерrетика за рубежом"
 приложения к журналу "Энерrетик"
87261  для предприятий и орrанизаций;
87260  для индивидуальных подписчиков.