Электроэнергетика. Релейная защита и автоматика электроэнергетических систем

Учебное пособие 

Политехнический институт

электроэнергетика

релейная защита 
и автоматика 
электроэнергетических 
систем

Представлены расчеты параметров характерных аварийных режи мов электрических систем, уставок и коэффициентов 
чувствительности 
микропро цессорных 
устройств релейной защиты и автоматики объектов электрических си стем. Приведены методические указания по выполнению курсового проекта.

9 785763 825558

ISBN 978-5-7638-2555-8

Министерство образования и науки Российской Федерации 
Сибирский федеральный университет 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА 
 
РЕЛЕЙНАЯ  ЗАЩИТА  И  АВТОМАТИКА 
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ  СИСТЕМ 
 
 
Рекомендовано Сибирским региональным учебнометодическим центром высшего профессионального образования для межвузовского использования в качестве учебного пособия для студентов, 
обучающихся по направлению подготовки 140400 
«Электроэнергетика и электротехника», 29.12.2011 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Красноярск 
СФУ 
2012 

УДК 621.316.925(07) 
ББК  31.27–053я73 
         Э455 
 
 
Р е ц е н з е н т ы:  
В. В. Смирнов, канд. техн. наук, директор филиала ОАО «СО ЕЭС»  
Красноярского РДУ; 
А. В. Круглов, зам. гл. инженера Красноярского предприятия ФСК 
«Магистральные электрические сети Сибири» 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Э455         Электроэнергетика.  Релейная защита и автоматика электроэнергетических систем : учеб.  пособие / Ю. А. Ершов, О. П. Халезина,  
А. В. Малеев, Д. П. Перехватов. – Красноярск :  Сиб. федер. ун-т, 
2012. –  68 с. 
ISBN 978-7638-2555-8 
 
Представлены расчеты параметров характерных аварийных режимов 
электрических систем, уставок и коэффициентов чувствительности микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики объектов электрических 
систем. Приведены методические указания по выполнению курсового проекта.  
Предназначено студентам направлений подготовки бакалавров 140200.62 
«Электроэнергетика и электротехника», специалистов 140200.65 «Электроэнергетика», а также магистрантам, обучающимся по программе подготовки 
140400.68.02 «Электроэнергетические системы, сети, электропередачи, их режимы, устойчивость и надежность» всех форм обучения.   
 
 
УДК 621.316.925(07) 
ББК  31.27–053я73 
 
 
ISBN 978-7638-2555-8                                                                © Сибирский федеральный 
                                                                                               университет, 2012 

ОГЛАВЛЕНИЕ 
 
 
ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………… 
4
 
1. ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА 
    И НАПРЯЖЕНИЯ ДЛЯ ПОДКЛЮЧЕНИЯ  
    РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ………………………………………………. 
6
 
2. ВЫБОР ТИПОВ ЗАЩИТ…………………………………………….. 
9
 
3. ПРОДОЛЬНАЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ 
    ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРА, АВТОТРАНСФОРМАТОРА, 
    ГЕНЕРАТОРА, БЛОКА……………………………………………… 
11
 
4. РАСЧЕТ РЕЗЕРВНЫХ ЗАЩИТ ТРАНСФОРМАТОРА,  
    АВТОТРАНСФОРМАТОРА,  
    БЛОКА ГЕНЕРАТОР–ТРАНСФОРМАТОР……………….……….. 
22
 
5. ТОКОВАЯ  НАПРАВЛЕННАЯ ЗАЩИТА  
    НУЛЕВОЙ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТИ…………………………… 
29
 
6. ЗАЩИТА ШИН СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ…………………… 
31
 
7. ЗАЩИТА ДВИГАТЕЛЕЙ …………………………………………… 
36
 
8. ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНО-ФАЗНАЯ ЗАЩИТА ЛИНИИ 
    ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ТИПА ШЭ2607 081………………………… 
38
 
9. ВЫБОР УСТАВОК НАПРАВЛЕННОЙ ВЫСОКОЧАСТОТНОЙ  
    МИКРОПРОЦЕССОРНОЙ ЗАЩИТЫ ЛИНИИ ТИПА ШЭ2607 031 
44
 
10. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ  
      ПО  КУРСОВОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ……………………….. 
54
 
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК………………………………….. 
60
 
ПРИЛОЖЕНИЕ…………………………………………………………. 
62
 
 
 
 

ВВЕДЕНИЕ 
 
 
В области электроэнергетики за последнее десятилетие произошли 
качественные изменения, вызванные широким использованием цифровой 
(микропроцессорной) техники. Существенные преимущества релейной защиты на микропроцессорной основе по сравнению с электромеханическим  
и электронным устройствами релейной  защиты заключаются  в следующем: 
● повышение аппаратной надежности, снижение массы и габаритов 
устройств благодаря существенному уменьшению числа используемых 
блоков и соединений (одно микропроцессорное устройство выполняет 
обычно различные защитные функции, для реализации которых ранее требовалось несколько устройств); 
● значительное повышение удобства обслуживания и возможность 
сокращения обслуживающего персонала; 
● расширение и улучшение качества защитных функций (чувствительность, селективность, статическая и динамическая устойчивость функционирования); 
● непосредственная регистрация процессов и событий,  анализ возникших в энергосистеме повреждений; 
● принципиально новые технологии  управления устройствами релейной защиты и передачи от нее информации на географически удаленные уровни управления; 
● технологичность процесса производства и передачи электроэнергии. 
Принципы построения и алгоритмы, используемые в цифровой релейной защите (ЦРЗ), во многом отличаются от применяемых в электромеханическом и электронном устройствах релейной защиты ввиду разной  
технической основы и различных способов обработки информации. Новые 
возможности цифровой обработки сигналов и обмена информацией позволяют реализовать целый ряд защитных функций, которые невозможно было осуществить ранее. 
Всё это  повышает эффективность релейной защиты при применении 
цифровых устройств благодаря более полному учету повреждений в энергосистеме, большей долговечности и меньшим затратам на обслуживание, 
прежде всего профилактическое, из-за  увеличения сроков между проверками и отсутствия необходимости ревизии каких-либо механических элементов. 
Однако указанное повышение эффективности может быть достигнуто лишь при правильном понимании и применении функций цифровой релейной защиты, и в первую очередь функций сложных защит. Это обусловлено тем, что ЦРЗ обладает рядом существенных особенностей по 
сравнению с предыдущими поколениями устройств релейной защиты, что 

относится, прежде всего, к самой структуре построения ЦРЗ, где не существует физических блоков, соответствующих отдельным защитным функциям. Это определяет необходимость изменения подхода и к проверке 
ЦРЗ: подведением определенных комбинаций входных величин следует 
убедиться не только в действии проверяемых функций, но и в недействии 
других функций.  
Другим моментом является значительное увеличение в цифровых защитах числа параметров, установка которых производится пользователем, 
и наличие в них большего числа сообщений разного вида, что в определенной степени усложняет обслуживание и требует квалифицированного 
персонала.  
Как показывает статистика, общий процент неправильных действий 
ЦРЗ особенно сложных устройств в начальный период эксплуатации не 
меньше  по сравнению с электромеханическими и электронными устройствами защит, а в некоторых случаях даже больше. Это определяется не 
отказами аппаратуры, а  в первую очередь ошибками при проектировании 
и обслуживании, связанными с неправильным использованием отдельных 
функций защиты, ошибками при выборе и выставлении их параметров и 
уставок. Эффективным средством снижения ошибок является использование программ расчета уставок и автоматизированных средств  проверки.  
Важным также является обеспечение допустимой электромагнитной обстановки на объекте для снижения влияния помех и исключения возможности повреждения ЦРЗ. Таким образом, реальная эксплуатационная эффективность ЦРЗ  может быть достигнута лишь при правильном использовании ее функций и грамотной эксплуатации, что обуславливает необходимость соответствующей подготовки проектировщиков и эксплуатационного персонала энергосистем. 
В предлагаемом   пособии рассматриваются основные принципы выбора и расчета уставок современных устройств ЦРЗ, получивших наиболее 
широкое применение на объектах электроэнергетических систем Российской Федерации в последнее десятилетие. Авторы в своей работе опирались на существующие инструкции и Руководящие указания по расчету 
уставок  релейной защиты и автоматики, утвержденные  Министерством 
энергетики РФ. 
Рассмотренные материалы  могут быть использованы в курсовом и 
дипломном проектировании, а также в магистерской выпускной квалификационной работе. Они максимально приближены к практическим разработкам энергопредприятий Красноярской энергосистемы, что позволяет 
адаптировать учебные задания к реальным задачам эксплуатации энергосистемы. 
 
 

1. ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ 
ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ 
ДЛЯ ПОДКЛЮЧЕНИЯ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ 
 
 
Контроль  режимов работы основного и вспомогательного оборудования подстанции, а также поступление информации на устройства релейной защиты и автоматики осуществляются с помощью контрольноизмерительных приборов. Эти приборы относятся к вторичным цепям и 
связаны с первичными цепями  посредством измерительных трансформаторов тока и напряжения. 
Трансформаторы напряжения (TV) выбирают по номинальному  напряжению, роду  установки, конструкции, классу точности и вторичной 
нагрузке. 
Коэффициент трансформации TV равен отношению номинального 
первичного напряжения к вторичному, о.е.: 

ном
ном.  

Номинальные первичные напряжения TV стандартизированы в соответствии со шкалой номинальных линейных напряжений сети. Номинальные вторичные напряжения установлены равными 100/√3 или 100В[3]. 
 Трансформаторы тока (TA) выбирают по номинальным значениям 
напряжения, первичного и вторичного тока, роду установки, конструкции, 
классу точности и вторичной нагрузке. 
Коэффициент трансформации TA равен отношению первичного номинального тока  ко вторичному, о.е.: 

ном
ном

. 

Номинальный первичный  ток, при котором предусмотрена продолжительная работа TA, указан в его   паспортной таблице. Для отечественных TA принята следующая шкала номинальных первичных токов: 1, 5, 
10, 15, 20, 30, 50, 75, 100, 150, 200, 300, 400, 500, 600, 800, 1 000, 1 500,       
2 000, 3 000, 4 000, 5 000, 6 000, 8 000, 10 000, 12 000, 14 000, 16 000, 18 000, 
20 000, 25 000, 28 000, 32 000, 35 000, 40 000 А [3]. 
Условие выбора коэффициента трансформации TA   

ном , 

где – максимальный первичный ток присоединения, на котором устанавливается  ТA, А. 

Для линии электропередачи с учетом передаваемой  мощности 

пер
√3ном

, 

где пер – мощность, передаваемая  по линии электропередачи, определяется  расчетом установившегося режима максимальной нагрузки рассматриваемой сети, МВ·А.   
Величину максимального первичного тока присоединения , А,  
приближенно можно найти по выражению  

эк , 

где   эк – экономическая плотность тока, равная 1,1÷1,3 А/мм; F – сечение 
провода воздушной линии электропередачи, мм2. 
Для силовых трансформаторов (автотрансформаторов) с учетом проходной мощности обмотки и схемы соединения вторичных обмоток TA 

ном
тр п
√ном, 

где  п – коэффициент перегрузки, для микропроцессорных и цифровых 
устройств  релейной защиты равный 1о. е. или 1,4 о. е.

Для остальных элементов  электроэнергетической системы  определяют по номинальной мощности присоединения. 
Номинальный вторичный ток, проходящий по вторичной обмотке 
TА, принимается равным 1А или 5А.   
Трансформаторы тока в цепях релейной защиты проверяют на десятипроцентную погрешность (точность работы) при расчетной нагрузке по 
специальным кривым предельной кратности [4], представляющим зависимость допустимого значения сопротивления нагрузки нагр  вторичной обмотки ТА к предельной кратности , о. е., вычисляемой по выражению 

расч
ном ,                                              

где   расч– первичный расчетный ток, при котором должна обеспечиваться 
работа TА с погрешностью не более 10 %, А; ном – первичный номинальный ток TA, А.   
Значение  расч принимают: 
● для продольных дифференциальных защит   равным наибольшему 
значению тока при внешних КЗ ; 
● дистанционной защиты линии электропередачи  равным наибольшему значению тока при КЗ в конце первой зоны действия защиты; 
● токовой направленной защиты линии электропередачи равным 
наибольшему значению тока при КЗ в конце защищаемой линии.  

Проверку ТА на точность работы выполняют в следующем порядке: 
1. Определяем   значение предельной кратности k10 . 
2. По кривой предельной кратности [4], соответствующей  типу  TА, 
классу обмотки и   коэффициенту трансформации TА,   определяем допустимое значение сопротивления вторичной нагрузки нагр.доп. 
3. Сравниваем полученное нагр.доп с фактическим расчетным значением сопротивления нагрузки TА  нагр.расч. При выполнении неравенства 

нагр.расч ≤ нагр.доп 

проверяемый  ТА работает с допустимой погрешностью, т. е.  ε ≤ 10 %. 
Нагрузка вторичной обмотки ТА нагр.расч состоит из сопротивлений 
обмоток реле, соединительных проводов и переходных сопротивлений в 
месте контактных соединений. 
Сопротивление реле (комплекта, шкафа или цифрового устройства 
релейной защиты), Ом,  определяют по выражению 

р ср
ср
, 

где ср – мощность, потребляемая реле при срабатывании, В·А; ср – минимальная уставка тока срабатывания реле, А. 
Сопротивление соединительных проводов, Ом,   рассчитывают  по 
выражению 

пр γ , 

где  l – длина соединительных проводов, м; S – сечение соединительных 
проводов, выбранных по условию механической прочности: для медных 
проводов равное не менее 1,5 мм, для алюминиевых проводов – 2,5 мм;  
γ – удельная проводимость провода, принимаемая равной для  медных 
проводов 57 Ом/м·мм2, для алюминиевых – 35 м/Ом·мм2. 
Расчетное сопротивление контактов принимается равным  к= 0,1 Ом. 
Расчетные выражения для определения нагрузки  вторичной обмотки 
трансформаторов тока: 
● для схемы соединения вторичных обмоток TА и обмоток реле в 
«звезду» 

Zнагр.расч = Zпр + Zр + Zк; 

● схемы соединения вторичных обмоток  TА и обмоток реле в «неполную звезду» 

нагр.расч √3пр р к; 

● схемы соединения одного реле на «разность токов двух фаз» 

нагр.расч √3 2пр рк; 

● схемы соединения вторичных обмоток TА в «треугольник», а обмоток реле в «звезду» 

нагр.расч 3пр р к. 

В случаях, когда трансформаторы тока не удовлетворяют требованию 10 %  погрешности, следует рассматривать возможность снижения нагрузки на TА   увеличением коэффициента трансформации  на одну ступень, использованием других схем соединения вторичных обмоток ТА,
уменьшением сопротивления соединительных проводов, включением последовательно двух трансформаторов тока. 
 
 
 
2. ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНЫХ ЗАЩИТ  
 
 
При выборе типа релейной защиты (РЗ) необходимо руководствоваться Правилами устройств электроустановок (ПУЭ) [1]  и руководящими 
указаниями по релейной защите. Устройства релейной защиты должны 
обеспечивать минимально допустимое время отключения КЗ, действовать 
селективно, обладать чувствительностью, не меньше допускаемой ПУЭ, 
быть простыми и надежными. Следует применять самый простой тип защиты, отвечающий перечисленным требованиям. 
Для выбора типа защиты линий электропередачи от междуфазных 
КЗ рассчитывают токи трехфазных КЗ в определенных характерных точках 
защищаемой сети, а также за элементами энергосистемы, ближайшими к 
шинам подстанций и электростанций, входящих в эту сеть. В качестве расчетных точек КЗ принимают начало,  конец линии и конец смежных элементов, за трансформаторами подстанций и в конце отходящих от шин 
подстанций линий электропередачи, а также начало и конец параллельной 
линии при каскадном отключении повреждений. 
Чтобы определить, имеется ли необходимость в быстродействующей 
защите, следует провести расчет остаточных напряжений при трехфазных 
коротких замыканиях [6]. Условие сохранения динамической устойчивости может  оцениваться по уровню остаточного напряжения на шинах основных электростанций и подстанций при трехфазных КЗ в максимальном 
режиме генерации системы. Если при этом виде замыкания хотя бы в одном узле конца линии электропередачи значение остаточного напряжения  
менее 60 % номинального напряжения: 

ост
< 0,6 Uном, 

то для нее необходимо использовать основную защиту без выдержки времени. 
Выбор одного из видов быстродействующей защиты (продольной 
дифференциальной, дифференциально-фазной, направленной высокочастотной) производится в зависимости от длины защищаемой линии, наличия каналов связи  и уровня токов короткого замыкания. 
При ост
> 0,6Uном на  линиях применяются  многоступенчатые защиты (трёхступенчатая дистанционная защита, четырехступенчатая токовая защита нулевой последовательности). 
После выбора основных защит линий выбирают резервные защиты, 
которые могут быть защитами ближнего действия, обеспечивающими отключение поврежденного участка в любой точке при отказе основной защиты, и резервными защитами дальнего действия, обеспечивающими отключение защищаемого участка при КЗ на смежном участке. 
Выбор  резервной защиты от междуфазных коротких замыканий зависит от вида основной защиты. Если в качестве основной защиты используют дистанционную, то функции резервной защиты выполняет её следующая ступень. Функции основных и резервных защит сетей с глухозаземленной нейтралью от коротких замыканий на землю осуществляют токовые многоступенчатые защиты нулевой последовательности, причем в 
сетях с заземленными нулевыми точками, находящимися по обе стороны 
от защищаемого участка сети, защиту устанавливают с органами направления мощности. 
Защитой от замыканий на землю в сети с малым током  является общая неселективная сигнализация. Неселективную сигнализацию необходимо дополнять селективной защитой от замыканий на землю, реагирующей на токи, напряжения  и мощность нулевой последовательности в нормальном и послеаварийном режимах. 
Для генераторов, блоков генератор–трансформатор применяют: 
● дифференциальную защиту с торможением от междуфазных КЗ;  
● максимальную токовую защиту с комбинированным пуском  по 
напряжению или дистанционную защиту  от сверхтоков при внешних КЗ; 
● защиту от замыканий на землю обмотки статора генератора; 
● токовую  защиту нулевой последовательности трансформатора с 
глухозаземленной нейтралью от внешних однофазных КЗ; 
● поперечную дифференциальную защиту от витковых замыканий 
обмотки статора; 
● защиту цепей возбуждения от замыканий на землю; 
● защиту ротора от перегрузки; 
● защиту от потери возбуждения;