Релейная защита электроэнергетических систем

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ  
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования   
«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ  
ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»  

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА  
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ 
 
 
 
 
Рекомендовано в качестве учебного пособия  
Редакционно-издательским советом 
Томского политехнического университета  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Издательство 
Томского политехнического университета  
2018 

 

УДК 621.316.925.1(075.8) 
ББК 31.27-05.3я73 
 
Р36 
 
Авторы-составители 
М.В. Андреев, Н.Ю. Рубан, А.А. Суворов,  
А.С. Гусев, А.О. Сулайманов 
 
 Релейная защита электроэнергетических систем : учебное 
пособие / М.В. Андреев, Н.Ю. Рубан, А.А. Суворов и др. ; Томский политехнический университет. – Томск : Изд-во Томского 
политехнического университета, 2018. – 167 с. 

ISBN 978-5-4387-0796-7 

 В пособии описаны назначение и принципы действия устройств релейной защиты электроэнергетических систем. Представлены основные алгоритмы функционирования защит, пояснены особенности электромеханических, микроэлектронных и цифровых релейных защит. Приведена краткая 
информация по системам ручной, автоматизированной и автоматической 
проверки устройств релейной защиты, включая проверку в замкнутом цикле 
с использованием программно-аппаратного комплекса RTDS. Представлен 
краткий лабораторный практикум для работы со студентами. 
 Предназначено для бакалавров, обучающихся по направлению 13.03.02 
«Электроэнергетика и электротехника», и магистров, обучающихся по 
направлению 13.04.02 «Электроэнергетика и электротехника». 
 
УДК 621.316.925.1(075.8) 
ББК 31.27-05.3я73 
                                               
Рецензенты 
 
Доктор технических наук  
заведующий кафедрой электрических станций  
и электроэнергетических систем ЮРГПУ (НПИ)  
В.И. Нагай 
 
Доктор технических наук 
заведующий кафедрой автоматизированных  
электрических систем УрФУ 
А.В. Паздерин 
 
ISBN 978-5-4387-0796-7 
© ФГАОУ ВО НИ ТПУ, 2018 
© Авторы, 2018 
© Оформление. Издательство Томского  
политехнического университета, 2018 

Р36 

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ ....................................................................................................5

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ...............................................................................9

1.1. Релейная защита электроэнергетических систем.............................9

1.1.1. Назначение релейной защиты,  структура, 

требования и классификация ...................................................9

1.1.2. Измерительные преобразователи...........................................16
1.1.3. Основные алгоритмы функционирования  

релейной защиты.....................................................................24

1.2. Устройства релейной защиты  на электромеханической 

элементной базе .................................................................................45

1.3. Устройства релейной защиты  

на электронной элементной базе .....................................................48

1.4. Устройства релейной защиты  

на микропроцессорной элементной базе.........................................51

2. АППАРАТУРА ДЛЯ ПРОВЕРКИ УСТРОЙСТВ  

РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ.........................................................................58
2.1. Испытательный комплекс РЕТОМ-11М .........................................58

2.1.1. Назначение и область применения........................................58
2.1.2. Конструкция. Работа устройства...........................................59

2.1.2.1. Силовая зона (оранжевая) .........................................61
2.1.2.2. Информационная зона (голубая)..............................64

2.1.3. Использование устройства .....................................................67

2.1.3.1. Проверка реле напряжения с потреблением от 

Источника 1................................................................67

2.1.3.2. Проверка реле напряжения  с большим 

потреблением от Источника 2..................................69

2.1.3.3. Проверка реле тока ....................................................70
2.1.3.4. Применение балластных сопротивлений ................70
2.1.3.5. Измерение временных параметров ..........................72

2.2. Испытательный комплекс РЕТОМ-51.............................................74

2.2.1. Назначение и структура РЕТОМ-51......................................74
2.2.2. Схема подключения проверяемой защиты к РЕТОМ-51....76

2.2.3. Ручное управление независимыми источниками тока  

и напряжения ...........................................................................77

2.2.4. Автоматическая проверка реле с помощью РЕТОМ-51......86

2.2.4.1. Автоматическая проверка реле тока........................86
2.2.4.2. Автоматическая проверка реле напряжения...........89
2.2.4.3. Автоматическая проверка микропроцессорного 

реле  на примере Sepam 1000+ .................................93

2.3. Проверка устройств релейной защиты в замкнутом цикле  

с помощью программно-аппаратного комплекса RTDS ...............98
2.3.1. Общие сведения.......................................................................98
2.3.2. Подключение оборудования ................................................101

2.3.2.1. Испытания системы автоматического 

регулирования. Подключение оборудования......101

2.3.2.2. Испытания устройств релейной защиты ...............102
2.3.2.3. Интерфейсные модули симулятора RTDS ............103

3. ЛАБОРАТОРНЫЙ ПРАКТИКУМ ...................................................110

3.1. Лабораторная работа № 1 

Испытания электромагнитных реле переменного тока  
и напряжения ...................................................................................110

3.2. Лабораторная работа № 2 

Испытание электромагнитных реле времени,  
промежуточных и указательных....................................................117

3.3. Лабораторная работа № 3 

Испытание индукционных реле тока ............................................132

3.4. Лабораторная работа № 4 

Испытание дифференциальных реле  
с быстронасыщающимся трансформатором.................................137

3.5. Лабораторная работа № 5

Изучение микропроцессорного 
терминала защиты SEPAM 1000+ серии 40 .................................144

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.........................................................................................161

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ......162

ГЛОССАРИЙ.............................................................................................163

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.......................................................................164

ВВЕДЕНИЕ

Уникальностью и отличительной особенностью электроэнергети
ческой системы (ЭЭС) является неразрывная взаимосвязь всего 
электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии электропередачи, электрические двигатели и т. д.) ее образующего в едином непрерывном процессе производства, транспортировки, распределения 
и потребления электрической энергии. Вся эта совокупность оборудования 
подавляющую часть времени работает в нормальном режиме, который 
принято называть установившимся, или квазиустановившимся.

Тем не менее в ЭЭС весьма часто возникают различного рода ава
рийные ситуации (рис. 1), наиболее опасной из которых является короткое замыкание. Короткие замыкания (КЗ) возникают в электрических 
сетях, машинах, аппаратах и характеризуются существенным увеличением тока в поврежденном оборудовании и одновременным снижением 
напряжения. При этом в месте КЗ обычно возникает электрическая дуга 
с высокой температурой, которая вызывает механическое и термическое 
разрушение изоляции, токоведущих частей и электрических аппаратов. 

Рис. 1. Аварии в ЭЭС

Основные виды КЗ (рис. 2): однофазные, междуфазные КЗ – двух
фазные и трехфазные – возникают в сетях как с заземленной нейтралью, 
так и с изолированной нейтралью. Основными причинами, вызывающими повреждения на линиях электропередачи, являются перекрытия
(пробой) изоляции во время грозы, схлестывания и обрывы проводов 
при гололеде, набросы, перекрытие загрязненной и увлажненной изоляции, ошибки персонала и др.  

Как уже говорилось, КЗ характеризуется повышением тока в повре
жденном объекте. Этот факт поясняет рис. 3. При КЗ возникает так называемый переходный процесс (в момент t = 0 на рис. 3), в начальный момент которого ток достигает своего максимума. Этот ток называется 

ударным iуд. Суммарный ток КЗ i складывается из двух составляющих –
свободная апериодическая iа и периодическая iп. Появление апериодической составляющей обусловлено наличием в сети индуктивных сопротивлений, препятствующих мгновенному изменению тока при возникновении КЗ, значение тока нагрузки не изменяется скачком, а нарастает по 
определенному закону от нормального до аварийного значения. Собственно, «бросок» тока обусловлен именно апериодической составляющей, которая, как видно на графике, со временем затухает до нуля (при 
этом переходный процесс заканчивается) и ток КЗ становится установившимся. Время затухания зависит от множества факторов: параметры 
оборудования, режим работы ЭЭС, переход тока через ноль и т. д.

а
б                            в                              г

Рис. 2. Основные виды КЗ: 

а) трехфазное КЗ; б) двухфазное междуфазное КЗ; 

в) двухфазное КЗ на землю; г) однофазное КЗ

Рис. 3. Составляющие тока КЗ

Виды КЗ можно также условно разделить на симметричные, к ко
торым относятся только трехфазные КЗ, и несимметричные – все 
остальные виды КЗ. Что касается симметричных КЗ, то название здесь 
говорит само за себя – все токи и напряжения в фазах в идеальном случае изменяются абсолютно одинаково. Соответственно, при расчете токов КЗ трехфазная схема ЭЭС заменяется однолинейной схемой для одной фазы. Результаты такого расчета можно с минимальной 
погрешностью распространить и на другие фазы. Иная ситуация возникает при несимметричных КЗ, поскольку токи на напряжения в оборудовании изменяются априори неодинаково. Для различных видов КЗ 
можно определить следующие граничные условия (1)–(3) по напряжениям и токам:

• двухфазное междуфазное КЗ (КЗ между фазами B и C):

0;

;

;

A

B
С

B
C

I

I
I

U
U










(1)

• двухфазное КЗ на землю (КЗ между фазами B и C):

0;

0;

A

B
C

I

U
U








(2)

• однофазное КЗ (КЗ фазы А):

0;

0;

0.

A

B

С

U

I

I










(3)

Для определения несимметричных токов КЗ был разработан метод, 

используемый во всем мире и в настоящее время, – метод симметричных составляющих, являющийся одним из основных методов, применяемых для расчета несимметричных режимов в линейных электрических системах. В его основе лежит возможность представления
несимметричной системы ЭДС, напряжений или токов суммой трех
симметричных систем и замена по принципу наложения расчета несимметричного режима работы трехфазной цепи расчетом трех симметричных режимов. В соответствии с методом симметричных составляющих 
любую несимметричную трехфазную систему ЭДС, напряжений или 
токов можно представить суммой трех симметричных трехфазных систем (4): прямой, обратной и нулевой последовательности (рис. 4). Эти 
системы называют симметричными составляющими данной несимметричной трехфазной системы.

а           
б                                      в                              

Рис. 4. Векторые диаграммы симметричных составляющих: 

а) прямая; б) обратная; в) нулевая

1
2
0

1
2
0

1
2
0

;

;

.

A
A
A
A

B
B
B
B

C
C
C
C

I
I
I
I

I
I
I
I

I
I
I
I

















(4)

Рассчитав ток для одной фазы, можно с использованием специаль
ного оператора a рассчитать токи КЗ и в других фазах (5), (6).

1
2
0

2

1
2
0

2

1
2
0

;

;

;

A
A
A
A

B
A
A
A

C
A
A
A

I
I
I
I

I
a
I
a I
I

I
a I
a
I
I














 





(5)

120

2
120
;

.

j

j

a
e

a
e

 





(6)

Помимо обозначенного выше механического и термического воз
действия, КЗ оказывают существенное влияние на устойчивость работы 
ЭЭС в целом. В данном пособии детально это рассмотрено не будет, 
однако подробно влияние КЗ на устойчивость ЭЭС описано в [1–8]. 
В связи со снижением напряжения вблизи места КЗ устройства автоматического управления, в частности автоматические регуляторы возбуждения, инициируют выработку большей реактивной мощности генераторами ЭЭС, что в общем случае только увеличивает токи КЗ и 
ухудшает режимную ситуацию в энергосистеме. Чтобы этого не допустить, а также снизить влияния токов КЗ, поврежденное оборудование
ЭЭС должно быть максимально быстро локализовано (отключено).

За выявление и локализацию КЗ отвечает особый класс противо
аварийной автоматики – релейная защита (РЗ). Именно об этих автоматических устройствах пойдет речь в данном учебном пособии.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

1.1. Релейная защита электроэнергетических систем

1.1.1. Назначение релейной защиты, 

структура, требования и классификация

Все автоматические устройства ЭЭС  можно условно разделить на 

две большие группы: технологическую и системную автоматику
[1–8]. Технологическая автоматика является локальной, то есть привязанной к конкретному объекту ЭЭС. Подобные автоматические устройства, как правило, используются для поддержания на требуемом уровне 
параметров силового оборудования. К устройствам такого рода, в частности, относятся автоматический регулятор возбуждения (АРВ), механизм управления турбиной (МУТ) и др. Тем не менее данные устройства существенно влияют и на поддержание устойчивой работы 
энергосистемы в целом. С помощью системной автоматики осуществляется управление режимами в ЭЭС или в конкретных ее частях. 

Можно провести и другую градацию устройств автоматики ЭЭС, 

например по функциональному назначению: автоматика управления в 
нормальном и аварийных режимах работы ЭЭС. К автоматике управления в нормальных режимах можно, в частности, отнести автоматическое регулирование частоты и мощности (АРЧМ), что, в сущности, и 
есть МУТ, а также уже названный АРВ. К автоматике управления в аварийных режимах относится РЗ и противоаварийная автоматика (ПА). 
Как уже было обозначено во введении, данное пособие сосредоточено 
на устройствах релейной защиты.

Релейная защита – это совокупность специальных автоматиче
ских устройств, предназначенных для предотвращения развития аварий 
в электроэнергетической системе и ее элементах. 

Говоря о назначении РЗ, принято выделять две основные функции:
1. Автоматическое выявление поврежденного элемента с после
дующей его локализацией. Эта функция является основной для любого 
вид и типа РЗ. В процессе функционирования устройства РЗ в автоматическом режиме отслеживают текущую ситуацию в энергосистеме через 
контроль токов и напряжений на защищаемом объекте. В случае обнаружения повреждения защита подает команду на отключение выключателей этого элемента, отключая его от источников питания и от неповрежденной части ЭЭС, восстанавливая нормальные условия работы.

2. Автоматическое выявление ненормального режима с приняти
ем мер для его устранения. Нарушения нормального режима в первую 

очередь вызываются различного рода перегрузками, которые не требуют немедленного отключения, поскольку небольшие перегрузки возникают постоянно и не представляют опасности для электрооборудования. 
Тем не менее это не означает, что на перегрузки не нужно реагировать. 
В случае их возникновения РЗ, в зависимости от алгоритма функционирования, может действовать по одному из двух вариантов: 1) сигнализировать дежурному персоналу; 2) сигнализировать дежурному персоналу и в случае неустранения перегрузки через определенное заданное 
время произвести отключение перегруженного оборудования. На подстанциях, работающих без постоянно присутствующего обслуживающего персонала, РЗ всегда действует по второму варианту.

Релейная защита может выполняться на трех элементных базах.
1. На рис. 5, а представлено токовое реле РТ-40 – представитель 

электромеханической элементной базы. Данные реле имеют самый 
большой опыт эксплуатации и показали себя надежными, неприхотливыми, простыми в эксплуатации и ремонте. Среди недостатков можно 
выделить громоздкость стендов с электромеханическими реле в составе 
РЗ, которые занимают очень много места. Кроме того, реализация 
сложного алгоритма потребует большого количества отдельных реле, 
что приведет к усложнению схем, усложнится настройка и эксплуатация 
РЗ в целом, увеличится вероятность ошибки при монтаже схемы. Стоимость таких стендов будет много выше, чем стоимость современных 
терминалов защиты, выполняющих аналогичные функции. Некоторые 
современные алгоритмы практически невозможно или крайне сложно 
реализовать на электромеханических реле.

2. Токовое реле РСТ-80 – реле микроэлектронного исполнения

(рис. 5, б). Эти реле строятся на основе интегральных микросхем и 
представляют собой промежуточное звено между электромеханическими и микропроцессорными РЗ. Однако широкого применения эти реле 
не нашли, поскольку, во-первых, они достаточно сложны и неудобны в 
эксплуатации, во-вторых, полученный опыт эксплуатации показал их 
меньшую надежность по сравнению с электромеханическими РЗ, а 
в-третьих, прогресс в микропроцессорной технике позволил отказаться 
от громоздких интегральных микросхем, а соответственно перейти сразу к более компактным и функциональным микропроцессорным РЗ.

3. Терминал
защиты и управления
Sepam 1000+ серии 10

(рис. 5, в) является представителем микропроцессорных (цифровых)
защит. Такое устройство может выполнять функции сразу нескольких 
реле, а соответственно занимает намного меньше места. Кроме того,
стала доступной возможность реализации сложных алгоритмов, математических операций и т. д., что было проблематично реализовать на 

других элементных базах. Основной недостаток микропроцессорных 
защит по сравнению с другими – это то, что они не имеют открытых 
контактов и, соответственно, нельзя сказать, сработало ли реле на самом 
деле или же оно неисправно и не сработало, а просто выдало сигнал о 
срабатывании. Кроме того, микропроцессорные реле в большинстве 
случаев неремонтопригодные. В качестве последнего недостатка можно 
выделить отсутствие унифицированных блоков у разных производителей РЗ, т. е. блоки Siemens не подходят к терминалам РЗ НПП «ЭКРА»
и наоборот. 

а
б
в

Рис. 5. Существующие РЗ: 

а) электромеханическое реле РТ-40; б) микроэлектронное реле РСТ-80; 

в) микропроцессорный терминал защиты и упарвления Sepam 1000+ серии 10

В настоящее время в эксплуатации в ЭЭС находятся РЗ-представители

всех трех элементных баз – доминируют все еще электромеханические 
РЗ, но современная тенденция развития ЭЭС ведет к постепенной замене их и электронных РЗ микропроцессорными (цифровыми) системами защиты. За рубежом более интенсивно, по сравнению с Россией, переходят на эти защиты. В России процент внедрения этих защит по 
разным источникам приближается к 30…40 %.

Несмотря на очевидные конструктивные различия, любую схему 

РЗ можно представить в виде обобщенной схемы (рис. 6). Информация 
о состоянии объекта, обычно в качестве контролируемых параметров 
выступает ток и напряжение, преобразуется при помощи измерительных преобразователей ИП к виду, удобному для дальнейшей обработки 
и безопасному для обслуживающего персонала. В качестве измерительных преобразователей применяются трансформаторы тока и напряжения. Измерительные органы ИО, иногда их называют пусковыми, 
непрерывно контролируют состояние и режим работы защищаемого 
объекта. Логическая часть ЛЧ защиты обрабатывает сведения, поступившие с измерительных элементов, и формирует управляющее воздей

ствие через исполнительные элементы ИЭ на коммутационную аппаратуру, звуковую и световую сигнализацию. Сигнальный орган СО фиксирует срабатывание защиты в целом или ее отдельных блоков.

Рис. 6. Обобщенная структура РЗ: 

ИП – измерительные преобразователи; ИО – измерительные органы;

ЛЧ – логическая часть; ИЭ – исполнительный элемент;

СО – сигнальный орган

Говоря о РЗ, нельзя не упомянуть о предъявляемых к ней требова
ниях. При этом следует оговориться, что в ранних литературных источниках можно встретить пять основных требований к РЗ, а в более современных –
уже говорится о четырех основных и об одном 

дополнительном, которое, по мнению авторов, является не менее важным. Начнем обсуждение четырех требований, которые не вызывают 
дискуссий:

1. Селективность: релейная защита должна определять повре
жденный элемент и подавать команду на локализацию (отключение) 
этого элемента выключателями, ближайшими к месту повреждения. 
Например, для сети, изображенной на рис. 7, короткое замыкание в точке K1 должно отключиться выключателями Q1 и Q3, а короткое замыкание в точке K2 должно ликвидироваться при помощи выключателей Q6 и 
Q7.

2. Чувствительность: защита должна четко фиксировать все ви
ды повреждений, предусмотренные алгоритмом ее функционирования.

3. Быстродействие: быстрое отключение коротких замыканий 

позволяет уменьшить размер повреждения оборудования за счет термического и динамического действия токов, снизить влияние понижения 
напряжения на работу потребителей, повысить вероятность сохранения 
устойчивости параллельной работы энергосистемы, о чем говорилось в 
начале. Защита считается быстродействующей при времени ее срабаты