Проект устройств релейной защиты и автоматики электрооборудования трансформаторных подстанций, Курсовой проект

Электрическое оборудование, линии электропередачи и другие части электрических установок и электрических сетей постоянно находятся под напряжением и обтекаются током, вызывающим их нагрев. Поэтому в процессе эксплуатации могут возникать повреждения, приводящие к коротким замыканиям (КЗ).

Короткие замыкания возникают из-за пробоя или перекрытия изоляции, обрывов проводов, ошибочных действий персонала (включения под напряжение заземленного оборудования, отключения разъединителей под нагрузкой) и других причин. В большинстве случаев развитие аварий может быть предотвращено быстрым отключением поврежденного участка электрической установки или сети при помощи специальных автоматических устройств, получивших название релейная защита, которые действуют на отключение выключателей.

Основным назначением релейной защиты является автоматическое отключение поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части системы при помощи выключателей. В проекте должны быть рассмотрены основные мероприятия по проверке, ремонту и осмотру устройств релейной защиты, требования к обслуживающему персоналу. Необходимо произвести расчет с учетом требований руководящих указаний по релейной защите. Так же надо произвести описание принципа действия всех защит.

13 стр., 6363 слов

Релейная защита и автоматика трансформаторов

... на отключение трансформатора. На трансформаторах предусматриваются следующие устройства автоматики: автоматическое повторное включение, предназначенное для повторного включения трансформатора после его отключения максимальной токовой защитой. Требования к АПВ (автоматическое повторное включение) и способы ...

Это необходимо, чтобы выполнялись основные требования релейной защиты: быстродействие, селективность, чувствительность и надежность.

Применение современных устройств РЗиА и точность выбранных уставок релейной защиты и автоматики приведет к повышению надежности бесперебойного электроснабжения. А своевременное отключение поврежденного электрооборудования и предупреждение нарушений нормального режима работы к повышению качества электроэнергии.

ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ

Для данной схемы электроснабжения объекта следует спроектировать и рассчитать устройства РЗиА следующих элементов: трансформаторов подстанции ПС, распределительных линий, АД, комплектных трансформаторных подстанций (КТП), воздушных линий, питающих ПС.

Проект необходимо выполнить в следующем объёме:

определить типы защит от возможных повреждений каждого из вышеперечисленных элементов схемы;
наметить места установки защит и выбрать исполнение схемы каждой из защит;
на основании данных по токам короткого замыкания рассчитать уставки срабатывания защит;
выбрать типы реле для схемы РЗ и рассчитать их параметры для каждого типа РЗ;
составить карту селективности действия выбранных типов защит;
выбрать защиту от понижения напряжения для электродвигателей при необходимости;
выбрать тип и схему автоматики элемента схемы электроснабжения, дать обоснование выбранной схемы;
Релейную защиту объектов СЭС необходимо выполнить на микропроцессорных устройствах производства БМРЗ.

ОПИСАНИЕ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Принципиальная однолинейная схема системы электроснабжения ПС 110/35/6 кВ приведена на схемах.

Питание ПС осуществляется по двум воздушным линиям электропередач 110 кВ (Цепь 1 и Цепь 2), которые постоянно находятся под рабочим напряжением. На ПС 110/35/6 установлены силовые трансформаторы ТДТН-10 000/110/35/6. Трансформаторы питаются с разных шин 110 кВ. Трансформатор ТДТН-10 000/110/35/6 трехфазный масляный с естественной циркуляцией воздуха и масла, мощностью 10 000 кВА с регулированием напряжения под нагрузкой. Также на ПС установлены трансформаторы собственных нужд ТСН — 1 и ТСН — 2 мощностью по 100 кВА, подключенных через плавкие предохранители.

Обмотки низкого напряжения 6 кВ трансформаторов подключены к ячейкам № 06 и № 17 секции шин 6 кВ.

Обмотки среднего напряжения 35 кВ трансформаторов посредством шинных мостов питают ячейку № 351 и ячейку № 352, которые являются резервными.

С трансформаторов ПС питаются две секции шин 6 кВ, с возможностью секционирования, от которых запитано 12 ячеек. (Подробности ниже).

Питание потребителей и комплектных трансформаторных подстанций 6/0,4 кВ осуществляется по стороне 6 кВ.

К секции шины № 1 — 6кВ ПС подключены следующие потребители:

ячейка № 02 — комплектные трансформаторные подстанции 6/0,4 кВ: КТП-0201, КТП-0202. Суммарная мощность КТП на данном фидере составляет 200 кВА.
ячейка № 3 — комплектные трансформаторные подстанции 6/0,4 кВ: КТП-0301, КТП-0302. Суммарная мощность КТП на данном фидере составляет 500 кВА.
ячейка № 4 — комплектные трансформаторные подстанции 6/0,4 кВ: КТП-0401, КТП-0402, буровая установка БУ 2500ЭП.

Суммарная мощность равна 2500 кВА.

23 стр., 11312 слов

Электрооборудование трансформаторных подстанций

... на 6...10 кВ Наиболее широкое, преобладающее применение нашли комплектные трансформаторные подстанции (КТП). Тупиковая КТП с воздушным вводом и трансформатором мощностью до 250 кВ-А приведена на рисунке 4. ... со стойками, которую после окончания работ поднимают в вертикальное положение и запирают на замок. Промышленность выпускает КТП проходного типа (КТПП) мощностью до 2X630 кВ-А с ...

ячейка № 5 — электродвигатель ЭД мощностью 500 кВт.
ячейка № 8 — комплектные трансформаторные подстанции 6/0,4 кВ: КТП-0801, КТП-0802, КТП-0803, КТП-0804, КТП-0805, КТП-0806.

Суммарная мощность КТП на данном фидере составляет 1260 кВА.

ячейка № 9 — комплектная трансформаторная подстанция 6/0,4 кВ: КТП-0901 мощностью 630 кВА.
ячейка № 10 — комплектные трансформаторные подстанции 6/0,4 кВ: КТП-1001, КТП-1010, КТП-1011, КТП-1002, КТП-1003, КТП-1004, КТП-1005, КТП-1006, КТП-1007, КТП-1008, КТП-1009, буровая установка БУ 2500ЭП.

Суммарная мощность равна 4136 кВА.

Суммарная мощность КТП, подключённых к секции шины № 1 — 6 кВ ПС составляет 9226 кВА.

К секции шины № 2 — 6кВ ПС подключены следующие потребители:

ячейка № 13 — комплектные трансформаторные подстанции 6/0,4 кВ: КТП-1301, КТП-1302, КТП-1303, КТП-1304, КТП-1305, буровая установка БУ 2500ЭП. Суммарная мощность равна 3010 кВА.
ячейка № 14 — комплексная трансформаторная подстанция КТП-1401 мощностью 630 кВА.
ячейка № 15 — комплектные трансформаторные подстанции 6/0,4 кВ: КТП-1501, КТП-1502, КТП-1503, КТП-1504, КТП-1505, КТП-1506, КТП-1507, КТП-1508.

Суммарная мощность КТП равна 1610 кВА.

ячейка № 18 — электродвигатель ЭД мощностью 500 кВт.
ячейка № 19 — комплектные трансформаторные подстанции 6/0,4 кВ: КТП-1901, КТП-1902. Суммарная мощность КТП на данном фидере составляет 200 кВА.

Суммарная мощность КТП, подключённых к секции шины № 2 — 6кВ ПС составляет 5450 кВА.

Ячейки № 20, № 21 — резервные.

На ячейках № 7 и № 16 установлены измерительные трансформаторы НАМИ-10 кВ, защищенные предохранителями серии ПКТ. Все линии, кроме отходящей от ячейки № 2 и ячейки № 19, являются воздушными.

На отходящих ячейках устанавливаем МТЗ и ТО, а также АПВ. На вводах 6 кВ подстанции устанавливаем АПВ, МТЗ. На секционном выключателе СМВ 6кВ устанавливаем МТЗ и АВР.

Для защиты трансформатора дополнительно к МТЗ применим ДЗТ, защиту от перегрузки, газовую и дуговую защиты, выполненные на базе БМРЗ.

1. Релейная защита

1.1 Защита отходящих ячеек

Отходящие линии питают несколько КТП различной мощности. Общая характеристика (Тупиковая ВЛ 6−10 кВ с ответвлениями): обычно протяжённая воздушная линия с несколькими ответвлениями, токи короткого замыкания в конце линии сильно уменьшаются, ток замыкания на землю в сети небольшой, трансформаторы отпаек защищены предохранителями ПКТ, компенсация тока замыкания на землю отсутствует.

Требования к релейной защите и автоматике: трехступенчатая токовая защита, установленная в двух фазах. Третья ступень с независимой характеристикой. Защита от замыканий на землю выполняется только в случае выполнения кабельного выхода, тип защиты простая токовая, желательно с фильтром третьей гармоники. Обязательно применение двукратного или однократного АПВ.

Для защиты отходящих ячеек на КТП применим Блок релейной защиты БМРЗ-ВЛ для сетей 6(10)-35 кВ.

Назначение

Многофункциональный микропроцессорный блок релейной защиты БМРЗ является современным цифровым устройством защиты, управления и противоаварийной автоматики и представляет собой комбинированный многофункциональный прибор, объединяющий различные функции защиты контроля управления и сигнализации.

Предназначен для выполнения функций релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации присоединений 6 — 35 кВ; воздушных и кабельных линий электропередачи, секционных и вводных выключателей распределительных подстанций, шкафов секционирования, трансформаторов мощностью до 6,3 МВА, асинхронных двигателей мощностью до 4 МВт.

БМРЗ устанавливаются в релейных отсеках КРУ и КРУН, на панелях и в шкафах в релейных залах и пультах управления электростанций, в том числе атомных, и подстанций 6—10 кВ. Областью применения являются также подстанции электроприводных и газотурбинных компрессорных станций, подземных хранилищ газа, дожимных компрессорных станций, промыслов, нефтеперекачивающих станций и других объектов газовой и нефтяной промышленности.

Функции защит БМРЗ:

Трехступенчатая максимальная токовая защита (МТЗ) с пуском по напряжению.
Направленная защита от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ).
Защита от несимметрии и обрыва фазы питающего фидера (ЗОФ).
Определение места повреждения (ОМП).
Логическая защита шин (ЛЗШ).
Резервирование отказов выключателя (УРОВ).
Двукратное автоматическое повторное включение (АПВ).
Выполнение команд от внешних защит и автоматики.
Сигнализация, измерение и контроль.

1.2 Токовая отсечка без выдержки времени

Селективное действие первой ступени токовой защиты достигается тем, что её ток срабатывания принимается большим максимального тока КЗ, проходящего через защиту при повреждении вне защищаемого элемента.

Расчетным током обычно является трехфазное КЗ на самом дальнем участке ветви.

Рассчитаем

1) Ток срабатывания защиты :

(1)

где — коэффициент надежности, учитывает возможную погрешность в величине тока возврата реле;

максимальное значение тока трехфазного короткого замыкания в самой удаленной точке линии. В данном случае точка К73.

2) При расчете токовой отсечки ЛЭП, по которой питается несколько трансформаторов, чтобы обеспечить несрабатывание ТО при КЗ за каждым из трансформаторов нужно дополнительно проверить надёжность несрабатывания ТО от суммарного значения броска тока намагничивания всех трансформаторов, подключённых защищаемой ЛЭП.

Условие отстройки ТО от бросков тока намагничивания трансформаторов имеет вид (2):

Выбираем наибольший ток из этих двух условий.

Получилось, что принимаем .

3) Коэффициент чувствительности защиты:

(3)

где — ток двухфазного короткого замыкания в точке К6, А.

Для токовых отсечек без выдержки времени, устанавливаемых на линиях электропередачи и выполняющих функции резервных защит, коэффициент чувствительности должен быть около 1,2 при КЗ в месте установки отсечки в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме.

4) Ток срабатывания реле:

(4)

гдекоэффициент схемы ТТ (- при соединении вторичных обмоток ТТ треугольником и — при соединении обмоток звездой),

коэффициент трансформации трансформатора тока.

5) Длина защищаемого участка:

(5)

Применение ТО эффективно, т.к. её зона охватывает более 20% от длины линии.

где — сопротивление линии

1.3 Токовая отсечка с выдержкой времени

Недостатком токовой отсечки мгновенного действия является то, что она защищает только часть ЛЭП. Чтобы выполнить защиту всей линии с минимальным временем действия, применяется отсечка с выдержкой времени. Время действия такой отсечки согласуется с временем действия мгновенной отсечки так, чтобы была обеспечена селективность.

Для выполнения этих условий время действия защиты токовой отсечки с выдержкой времени выбирается на ступень Дt больше токовой отсечки мгновенного действия.

Рассчитаем

Где = 3385 А — ток трехфазного К.З. в точке К74.

2) Ток срабатывания защиты :

где — коэффициент надежности, учитывает возможную погрешность в величине тока возврата реле.

3) Коэффициент чувствительности защиты:

где — ток минимального двухфазного К.З. в точке К73, А.

4) Ток срабатывания реле определяем по формуле:

коэффициент трансформации трансформатора тока.

5) Время срабатывания (выдержка времени):

(8)

где — ступень селективности для микропроцессорных защит БМРЗ.

наибольшая выдержка времени предыдущей защиты.

1.4 Максимальная токовая защита

Третья ступень токовой отсечки — максимальная токовая зашита (МТЗ).

Выполним с независимой характеристикой времени срабатывания. В этом случае селективность защиты можно обеспечить, если время срабатывания МТЗ больше максимальной выдержки предыдущей ступени защиты на ступень селективности Дt = 0,3…0,5 с.

Рассчитаем

1) Максимальный рабочий ток в защищаемой линии:

(6)

где — суммарная мощность КТП на данном фидере.

номинальное напряжение на низшей стороне.

2) Ток срабатывания защиты :

(7)

где — коэффициент надежности, учитывает возможную погрешность в величине тока возврата реле;

коэффициент самозапуска двигательной нагрузки;
коэффициент возврата, для микропроцессорных защит.

3) Коэффициент чувствительности защиты:

где — ток минимального двухфазного К.З. в точке К73, А;

0,9 -коэффициент, характеризующий минимальный режим работы (90%).

Коэффициент чувствительности для основных защит (МТЗ) по требованиям ПУЭ должен удовлетворять условию. Данная защита соответствует этому требованию.

4) Ток срабатывания реле определяем по формуле (4):

коэффициент трансформации трансформатора тока.

5) Время срабатывания (выдержка времени) МТЗ определим по формуле:

(8)

где сек — ступень селективности для микропроцессорных защит БМРЗ.

наибольшая выдержка времени предыдущей защиты.

Защиту остальных ячеек (кроме ячеек № 05 и № 18) считаем аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице № 1.

Таблица 1

Защита отходящих ячеек


Защита	Ячейка
кВА
TO	А	19,2	48,1	241,0	121,2	60,6
		100/5	100/5	100/5	100/5	150/5
	точка к.з.	К81	К11	К17	К28	К87
	А
	А
	А	766,7	2880,0	1501,5	1563,1	2563,0
	А		240,5		606,2	303,1
		4,3	1,3	2,2	2,1	1,3
	А	38,3	144,0	75,1	78,2	85,4
		88,0	67,7	85,4	84,9	74,0
		4,2	0,4	1,6	1,6	0,6
ТО с выдержкой времени	А		607,3	86,7	165,5	763,8
	А	166,1	668,0	95,3	182,1	840,2
		3,6	3,4	12,4	6,8	2,4
	А	8,3	33,4	4,8	9,1	28,0
		0,3	0,3	0,3	0,3	0,3
МТЗ	А	28,9	72,4	307,0	182,5	91,2
		1,3	1,3	1,1	1,3	1,3
		18,8		3,5	6,1	19,9
	А	1,4	3,6	15,3	9,1	3,0
		0,6	0,6	0,6	0,6	0,6
кВА
TO	А	397,0	289,0	60,6	154,9	19,2
		150/5	100/5	150/5	100/5	100/5
	точка к.з.	К51	К63	К87	К73	К81
	А
	А
	А	735,9	500,5	2563,0	596,2	766,7
	А			303,1	774,5
		1,7	2,3	1,3	4,3	4,3
	А	66,2	72,3	85,4	38,7	38,3
		20,0	21,6	74,0	64,7	88,0
		4,4	6,9	0,6	5,7	4,2
ТО с выдержкой времени	А	146,7	28,9	763,8	214,9
	А	161,4	31,8	840,2	236,4	166,1
		3,6	14,3	2,4	2,0	3,6
	А	5,4	1,6	28,0	11,8	8,3
		0,3	0,3	0,3	0,3	0,3
МТЗ	А	505,0	360,0	91,2	233,2	28,9
		1,1	1,1	1,3	1,3	1,3
		1,6	1,6	19,9	1,8	18,8
	А	17,0	18,0	3,0	11,7	1,4
		0,6	0,6	0,6	0,6	0,6

2. ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ КТП

Трансформаторы 6/0,4 кВ в сельских и городских распределительных электрических сетях мощностью до 0,63 МВА включительно, как правило, защищаются плавкими предохранителями на стороне 6 кВ. Для защиты трансформаторов 6/0,4 кВ следует применять предохранители типа ПК (ПКТ).

По таблице (Приложение 1) выбираем предохранители, данные заносим в таблицу № 2.

Таблица 2

Предохранители на КТП


Мощность трансфор-матора, кВА	№ КТП	Количество трансфор-маторов, шт.	Номинальный ток трансформатора, А	Номинальный ток плавкой вставки, А	Тип предохранителя
			2,40		ПКТ 101−6-8−40 УЗ
	1001, 1002		6,05		ПКТ 101−6- 16−40 УЗ
	0201, 0202, 0301, 0806, 1009, 1302, 1502, 1901, 1902		9,60		ПКТ 101−6-20−40 У3
	0801, 1008, 1301		15,40		ПКТ 104−6-31,5−20 У3
	0401, 0402, 0802, 0803, 0804, 0805, 1010, 1011, 1003, 1004, 1005, 1006, 1007, 1303, 1304, 1305, 1503, 1504, 1505, 1506, 1507, 1508		24,00		ПКТ 102−6-50−31,5 УЗ
			38,30		ПКТ 103−6-80−31,5 УЗ
	0901, 1401		60,50		ПКТ 103−6-160−31,5 УЗ

3. ЗАЩИТА АСИНХРОННЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ

Согласно гл. 5.3 Правил устройства электроустановок (ПУЭ) [4], на двигателях напряжением выше 1000 В должны устанавливаться следующие устройства релейной защиты:

защита от междуфазных коротких замыканий;
защита от перегрузки;
защита от замыканий на землю;
защита минимального напряжения.

В качестве защиты от междуфазных КЗ при мощности двигателей до 5000 кВт применяется токовая отсечка. Для защищаемых двигателей мощностью она выполняется двухфазной двухрелейной. При этом коэффициент чувствительности .

В качестве защиты от замыканий на землю ставится, в соответствии с ПУЭ, РЗ от замыканий на землю в обмотке статора с действием на отключение, которая реагирует на емкостный ток сети и выполняется с помощью одного токового реле, устанавливается на электродвигателях мощностью 2000 кВт и более при токах замыкания на землю более 5 А, а на электродвигателях меньшей мощности — при токах замыкания на землю более 10 А.

Защита от перегрузки требуется для двигателей, подверженных перегрузке по технологическим причинам или с особо тяжелыми условиями пуска.

Защита минимального напряжения устанавливается на электродвигателях, которые необходимо отключать при понижении напряжения для обеспечения самозапуска ответственных электродвигателей, а также электродвигателей, самозапуск которых при восстановлении напряжения недопустим по условиям техники безопасности или особенностям технологического процесса.

Для защиты двигателей напряжением 6 кВ (Фидер № 5 и Фидер № 18) применим блок микропроцессорной защиты БМРЗ-ДА.

Функции защит БМРЗ-ДА:

Защита от междуфазных коротких замыканий
Максимальная токовая защита.
Индивидуальная защита минимального напряжения
Резервирование отказов выключателя.
Защита от блокировки ротора и затянутого пуска.
Защита от однофазных замыканий на землю
Ограничение количества пусков, контроль времени между пусками
Обнаружение обратного порядка чередования фаз
Аварийный повторный пуск после срабатывания ЗМН
Автоматическое повторное включение двигателя.
Запрет пуска перегретого двигателя (ЗППД)
Логическая защита шин (ЛЗШ) Согласно ПУЭ главе 5.3 пункту 5.3.43. все необходимые виды защит микропроцессорный блок БМРЗ-ДА выполняет.

ДАЗО-500Y-6У1

Параметры защищаемых двигателей приведены в таблице 4.

Таблица 4

Параметры двигателей


№ эл. дв.	Серия
№ 1,№ 2	ДАЗО-500Y-6У1	94,2	0,84	6,8

Расчет защиты двигателя № 1 — ДАЗО-500Y-6У1

Номинальный ток двигателя:

(9)

где — номинальная мощность двигателя, кВА;

напряжение сети, В;
КПД;
коэффициент мощности.

Пусковой ток двигателя:

(10)

где — в серийных двигателях при прямом пуске кратность пускового тока, причем большее значение относится к двигателям большей мощности (свыше 100 кВт).

3.1 Защита от междуфазных замыканий

Для защиты от междуфазных коротких замыканий, согласно ПУЭ, применим токовую отсечку без выдержки времени. Для работы при всех видах междуфазных КЗ отсечка должна выполняться в двух фазах. Токовая отсечка (ТО) должна быть отстроена от пускового тока двигателя.

В момент включения двигателя появляется бросок тока намагничивания в 1,6−1,8 превышающий по амплитуде установившийся пусковой ток двигателя. Этот бросок учитывается повышенным коэффициентом надежности при отстройке от пускового тока двигателя:

а) Ток срабатывания защиты :

(11)

где, — первичный ток срабатывания отсечки;

k _н — коэффициент надежности, с учётом отстройки от броска тока намагничивания (равен 1,8 — для отсечек с временем срабатывания 0,05 с и более, 2 — при времени срабатывания меньшем 0,05 с);

I _п _уск — пусковой ток двигателя.

б) Ток срабатывания реле по (4):

где — для двухфазной двухрелейной схемы защиты [«https:// «, 18].

коэффициент трансформации трансформатора тока (ЭД № 1, ячейка № 5)

в) Чувствительность отсечки по току для ЭД № 1 по формуле (3):

где — ток двухфазного короткого замыкания в точке К91, А.

Токовая отсечка является достаточно чувствительной при коротких замыканиях, так как коэффициент чувствительности согласно ПУЭ должен быть не менее 2.

3.2 Защита от перегрузки

Для защиты электродвигателей от перегрузки обычно применяются МТЗ с независимыми токовыми реле и реле времени.

Защита от перегрузки ЭД выполняем с действием на отключение.

а) Первичный ток срабатывания РЗ от перегрузки выбирается по условию отстройки от номинального тока двигателя:

(12)

где k _отс — коэффициент отстройки, равный 1,05 при действии РЗ на сигнал и 1,1−1,2 при действии РЗ на отключение;

k _в — коэффициент возврата реле, для БМРЗ равный 0,95.

номинальный ток двигателя.

б) Ток срабатывания реле по формуле (4):

где — для двухфазной двухрелейной схемы защиты.

коэффициент трансформации трансформатора тока (ЭД № 1, ячейка № 5)

в) Выдержка времени РЗ от перегрузки выбирается из условия надежного несрабатывания защиты при пуске и самозапуске:

(13)

где k _зап — коэффициент запаса, принимаемый равным 1,3;

время пуска для асинхронного двигателя, принимаем (Время пуска асинхронных электродвигателей обычно составляет 10−15 с. [6])

релейный защита автоматика подстанция

3.3 Защита от замыканий на землю в обмотке статора

Защита от замыканий на землю реагирует на емкостный ток сети и выполняется с помощью одного токового реле, которое подключается к трансформатору тока нулевой последовательности (ТТНП), установленному на кабеле, питающем двигатель. Дополнительно устанавливаем трансформатор тока ТЗЛМ-600 на ввод двигателя.

а) Первичный ток срабатывания защиты, выбирается из условия отстройки защиты от броска емкостного тока при внешнем замыкании на землю:

(14)

где — собственный емкостный ток электродвигателя;

коэффициент отстройки, принимаемый равным 1,2−1,3;

коэффициент, учитывающий бросок емкостного тока электродвигателя при внешних перемежающихся замыканиях на землю. Для РЗ , действующей без выдержки времени, значение этого коэффициента принимается равным 3−4.

б) Собственный емкостный ток электродвигателя (емкостной ток присоединения):

(15)

где — емкостной ток замыкания на землю двигателя;

емкостной ток соединительного кабеля.

в) Емкостной ток замыкания на землю двигателя:

(16)

при

где — номинальная мощность электродвигателя, МВА;

г) Емкостной ток соединительного кабеля:

(17)

где — линейное напряжение, кВ;

суммарная длина кабелей в цепи двигателя, км;

3.4 Защита минимального напряжения

а) Первая ступень — обеспечение самозапуска остающихся электродвигателей. Она действует на часть двигателей (малоответственных).

Уставка выбирается по условиям обеспечения возврата при восстановлении напряжения после отключения коротких замыканий защитой, а так же предотвращение отключения двигателя при коротких замыканиях.

(18)

где — напряжение сети, В.

Выдержка времени первой ступени отстраивается от времени действия защит отходящих линий (двигателей) и обычно равна по времени защите питающего ввода:

б) 2 ступень используется для отключения остальных двигателей, если напряжение недостаточно для запуска двигателей, или по технологическим условиям самозапуск уже нецелесообразен.

Уставка по напряжению равна напряжению, при котором двигатель уже не может развернуться:

(19)

Выдержка времени второй ступени определяется технологическими условиями работы механизмов агрегата и равна по времени:

Расчет защиты двигателя № 2 ведется аналогично. Результаты расчетов сведены в таблицу № 5.

Таблица 5

Защита двигателей


Ячейки
Параметры	ЭД № 1	ЭД № 2
	60,8	60,8
	413,4	413,4
точка к.з.	К91	К92

	100/5	100/5
	6,8	6,8
Защита от междуфазных замыканий (Токовая отсечка)
	744,2	744,2
	37,2	37,2
	3,76	3,76
Защита от перегрузки (МТЗ с независимой характеристикой тока и времени)
	70,4	70,4
	3,5	3,5

Защита от замыканий на землю в обмотке статора
	1,2

	0,92
	70,4
	3,5

Защита от замыканий на землю в обмотке статора
	1,2

	0,92

4. ЗАЩИТА СЕКЦИОННОГО ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ СМВ-6 КВ

В качестве защиты применим максимально токовую защиту (МТЗ), т.к. есть нижестоящие защиты нам необходимо отстраиваться от них. Ток срабатывания защиты выбран наибольшим из с.ш.-6кВ № 1.

Данную защиту обеспечим с помощью БМРЗ-103-СВ-01.

Согласование защит по чувствительности производится таким образом, чтобы предыдущая защита не срабатывала, если не работает последующая:

а) Ток срабатывания защиты (20):

где? коэффициент надёжности согласования. Значение данного коэффициента зависит от типа токовых реле и принимаются 1,1 (при согласовании МПС РЗиА между собой и с реле РТ-40);
? коэффициент токораспределения, при одном источнике питания равен 1;
? наибольший ток срабатывания максимальных токовых защит параллельно работающих предыдущих элементов n;
? сумма максимальных значений рабочих токов на данной секции шин, за исключением тех, с защитами которых производится согласование (n).

б) Коэффициент чувствительности защиты по формуле (3):

где — ток минимального двухфазного К.З. в точке К5, А.

в) Ток срабатывания реле по формуле (4):

гдекоэффициент схемы: — при соединении обмоток звездой;
коэффициент трансформации трансформатора тока (ячейка 12).

г) Время срабатывания МТЗ отстраиваем от максимума времен срабатывания защит фидеров по формуле (8):

где сек — ступень селективности для микропроц-ных защит БМРЗ.

наибольшая выдержка времени предыдущей защиты.

5. ЗАЩИТА ВВОДОВ-6КВ

В качестве защиты применим максимально токовую защиту (МТЗ), т.к. есть нижестоящие защиты нам необходимо отстраиваться от них (от СМВ-6 кВ).

Данную защиту обеспечим с помощью БМРЗ-103-ВВ.

а) Ток срабатывания защиты ввода-6кВ № 1 (20):

где? коэффициент надёжности согласования.

? коэффициент токораспределения, при одном источнике питания равен 1;

? сумма максимальных значений рабочих токов на секции шин к которой присоединен ввод, за исключением тех, с защитами которых производится согласование (n).

б) Коэффициент чувствительности защиты по формуле (3):

где — ток минимального двухфазного К.З. в точке К5, А.

в) Ток срабатывания реле по формуле (4):

гдекоэффициент схемы: — при соединении обмоток звездой;
коэффициент трансформации трансформатора тока (ячейка 6).

г) Время срабатывания МТЗ отстраиваем от времени срабатывания защиты СМВ-6кВ по формуле (8):

где — ступень селективности для микропроцессорных защит БМРЗ.

наибольшая выдержка времени предыдущей защиты.

6. ЗАЩИТА ПС 35/6 КВ

6.1 Защита силовых трансформаторов ПС 35/6 кВ

Для защиты трансформатора ТДТН-10 000/110/35/6 предусматриваются следующие защиты, согласно ПУЭ:

Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла для трансформаторов мощностью 6,3 МВ

А и более;

Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений дифференциальная токовая защита (ДТЗ) без выдержки времени на трансформаторах мощностью 6,3 МВ

А и более;

На трансформаторах мощностью 1 МВ

А и более в качестве защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными КЗ, на понижающих трансформаторах — максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него;

На трансформаторах мощностью 0,4 МВ

А и более в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки следует предусматривать максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.

Блок микропроцессорный релейной защиты трансформатора дифференциальный БМРЗ-ТД предназначен для дифференциальной защиты двухобмоточных и трехобмоточных трансформаторов.

БМРЗ-ТД новейшая отечественная разработка в области релейной защиты, соединяющая хорошо зарекомендовавшие себя принципы работы реле ДЗТ-21 и новейшую элементную базу и технологию.

Блок БМРЗ-ТД может использоваться в качестве основной защиты в панелях защиты трансформаторов и автотрансформаторов совместно с резервными защитами и устройствами автоматики, выполненными на электромеханической, аналоговой или цифровой элементной базе любых производителей.

Поскольку силовые трансформаторы Т-1 и Т-2, а так же их трансформаторы тока одинаковы, то расчет ДЗТ производим один раз.

Параметры защищаемого трансформатора ТДТН-10 000/110/35/6:

S _ном = 10 МВА

U _ном _ВН/СН = 110/35 кВ

U _ном _ВН/НН = 110/6 кВ

РПН — на стороне 110 кВ.

Таблица 8

Параметры


Наименование величин	Формула для определения	Числовые значения для сторон
		110 кВ	35 кВ	6 кВ
Номинальный ток		52,5	165,0	962,3
Схема соединения обмоток		Y	Y
Схема соединения ТТ		Y	Y	Y
Коэффициенты трансформации ТТ		100/5	300/5	1500/5
Коэффициент схемы
Вторичные токи в плечах		2,63	2,75	3,2

Возможная неодинаковость модулей и фаз токов в плечах защиты из-за разных групп соединения обмоток защищаемого трансформатора устраняется в самом реле.

Расчет производится по предложенной методике расчета уставок БМРЗ [7]

6.2 Дифференциальная токовая защита трансформатора

Расчет уставок защиты проводится в относительных величинах. За базисное значение принимается номинальный ток стороны ВН силового трансформатора.

1) Относительное значение начального дифференциального тока срабатывания I _{дзт.нач} определяется по выражению:

(21)

В выражении (21) коэффициент 0,5 учитывает, что тормозная характеристика имеет первый излом при значении тормозного тока, равном 0,5 I _ном .

где К _отс — коэффициент отстройки; К_отс = 1,3;

е — относительная погрешность первичного трансформатора тока в установившемся режиме;
е = 0,1;

U _рег — принимается равным половине используемого диапазона регулирования при блокировке учета реального коэффициента трансформации по текущему положению РПН;

F _выр = 0,03 — относительное значение погрешности выравнивания токов плеч;

Расчет коэффициента торможения К _торм.2 на втором участке проводится исходя из отстройки от тока небаланса.

2) Расчет относительного значения тока небаланса I _{нб.расч} выполняется по выражению:

(22)

где К _пер — коэффициент, учитывающий возрастание погрешности трансформаторов тока в переходном режиме. Методика советует принять К_пер равным 2,0.

3) Коэффициент торможения К _торм.2 определяется по выражению:

(23)

Коэффициент 1,5 в выражении (23) учитывает положение второй точки излома характеристики торможения при значении тормозного тока, равном 1,5 I _ном .

4) Коэффициент торможения К _торм.3 на третьем участке выбирается с учетом того, что при больших кратностях токов внешних КЗ наблюдается значительное искажение формы кривой токов небаланса. Методика точного расчета значения К_торм.3 с учетом всех влияющих факторов довольно сложна.

Целесообразно использовать следующие приближенные расчетные значения: для трансформаторов мощностью 25 МВА и менее следует принять К _торм.3 равным 0,7 [7];

5) Проверка чувствительности ДЗТ:

Коэффициент чувствительности К _ч определяется соотношением:

где I _д.min — минимальное относительное значение дифференциального тока при КЗ за трансформатором расчетного вида. Поскольку I_{дзт.нач} меньше 0,5 (о.е.) и тормозная характеристика имеет горизонтальный участок до тока торможения, равного 0,5 (о.е.), то для дифференциальных защит понижающих трехобмоточных трансформаторов всегда получается К_ч > 2 с большим запасом и проводить проверку чувствительности не обязательно.

6) Тормозная характеристика ДЗТ включает три участка. Угол наклона характеристики на 1-м участке равен нулю, на 2 и 3-м участках задается коэффициентами торможения К _торм.2 и К_торм.3 :

6.2.1 Максимальная токовая защита

Защита предназначена для резервирования основных защит трансформатора и защит отходящих присоединений.

Рис. 1 — Тормозная характеристика ДЗТ

1) Ток срабатывания защиты отстраивается от рабочего максимального тока нагрузки на стороне ВН 110кВ:

где — коэффициент надежности, учитывает возможную погрешность в величине тока возврата реле;
коэффициент самозапуска можно принять 2,5;
коэффициент возврата, для микропроцессорных защит.

2) Чувствительность проверяется по току в месте установки защиты при двухфазном КЗ в расчетной точке (точки К1, К2).

Коэффициент чувствительности защиты:

где — ток минимального двухфазного К.З. в точке К1, А.

Требуемое значение коэффициента чувствительности должно быть при ближнем резервировании ?1,5, при дальнем резервировании ?1,2 [8, c.78].

4) Ток срабатывания реле определяем по формуле (4):

гдекоэффициент схемы ТТ — при соединении обмоток звездой

коэффициент трансформации трансформатора тока.

5) Время срабатывания МТЗ отстраиваем от времени срабатывания МТЗ вводных выключателей Ввод № 1 и Ввод № 2 по формуле:

где — ступень селективности для микропроцессорных защит БМРЗ.

выдержка времени предыдущей защиты.

6.2.2 Защита от перегрузки

Трансформаторы допускают перегрузку в течение значительного времени. Поэтому при наличии оперативного персонала защита от перегрузки трансформатора действует на сигнал.

1) Ток срабатывания защиты отстраивается от номинального тока трансформатора на стороне ВН 110 кВ:

где — коэффициент отстройки, принимается равным 1,05;
номинальный ток стороны трансформатора, где установлена защита т. е. на ВН 110 кВ;

коэффициент возврата устройства.

2) Время срабатывания защиты от перегрузки, во избежание ложных сигналов, должно превышать время работы защиты и восстановления нормального режима действием автоматики снижения пускового тока нагрузки до номинального.

Общепринятая в ряде энергопредприятий выдержка времени:

сек

6.2.3 Газовая защита

Газовая защита от повреждений внутри кожуха и от понижения уровня масла обеспечивается реле, которое уже установлено в трансформаторе. Уставки реле определяется заводскими настройками.

Защиту трансформатора Т-2 считаем аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице № 9.

Таблица 9

Защита трансформатора


Диспетчерское наименование	ТДТН-10 000/110/35/6
	приведено к ВН 110 кВ
Дифференциальная защита трансформатора
	0,1365 о.е.
К _торм.2	0,47
К _торм.3	0,7
Максимальная токовая защита
	165,8
	1,5
k _чТр-1	7,9
Защита от перегрузки
А
с
Газовая защита
t на сигнал «предупреждение», мс	1,5
t на сигнал «авария», мс	0,65

6.3 Защита трансформаторов собственных нужд ПС 110/35/6

Трансформаторы собственных нужд защитим предохранителями. По справочным таблицам (Приложение 1) выбираем предохранители, данные заносим в таблицу № 10.

Таблица 10

Предохранители на ТСН


Трансформатор	Тип	Номинальный ток трансформатора, А	Номинальный ток плавкой вставки, А	Тип предохранителя
ТСН № 1 ТСН № 2	ТМ-100 кВА	9,60		ПКТ 101−6-20−40 У3

7. АВТОМАТИКА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

Виды автоматики энергосистем

В целях повышения надежности работы систем электроснабжения промышленных предприятий осуществляется следующая автоматика:

автоматическое включение резерва (АВР),

— автоматическое повторное включение (АПВ) Сущность АПВ заключается в том, что отключившийся элемент системы электроснабжения (если нет запрета на обратное включение) под действием устройства АПВ через определенное время включается снова под напряжение. Если причина, вызвавшая отключение исчезла (схлестывание проводов, не селективное действие защиты и т. д. ), то данный элемент остается в работе.

Срабатывание АВР происходит при исчезновении или значительном понижении напряжения рабочего ввода вследствие К.З., обрыва и т. д. При этом рабочий ввод отключается и питание подается с резервного ввода.

7.1 Автоматическое повторное включение АПВ

Требования к АПВ отходящих линий и расчет их параметров:

Согласно Правилам устройства электроустановок [4, п. 3.3.2] обязательно применение АПВ — на всех воздушных и смешанных (кабельно-воздушных) линиях напряжением 1000 В и выше.

Время действия АПВ должно быть минимально возможным, для того чтобы обеспечить быструю подачу напряжения потребителям и восстановить нормальный режим работы.

По многолетним статистическим данным при АПВ ВЛ 6(10) кВ первого цикла успешные действия АПВ составляют от 40 до 50%, а при AПB второго цикла — 10 до 15% дополнительно [6, раздел 10].

Время срабатывания однократного АПВ на повторное включение выключателя определяется двумя условиями:

1. Выдержка времени должна быть больше времени готовности привода выключателя, т. е.

(24)

где? время готовности привода, которое может изменяться в пределах 0,2ч1 сек для разных типов приводов;

? время запаса, учитывающее непостоянство и погрешность реле времени АПВ, принимается равной 0,3−0,5 сек.

(25)

где — время готовности выключателя, которое в зависимости от типа выключателя обычно находится в пределах от 0,2 до 2 сек, но для некоторых типов может быть больше;

время включения выключателя.

2 . Выдержка времени АПВ на повторное включение должна быть больше времени деионизации, т. е.

(26)

где? время деионизации среды в месте КЗ на ВЛ (значение которого зависит от метеорологических условий, значения и длительности протекания КЗ, от рабочего напряжения), составляющее 0,1ч0,3 сек (для сетей напряжением до 35 кВ включительно = 0,1сек, для сетей 110 кВ = 0,17 и т. д).

Выбираем большую из уставок, т. е. .

Устройство АПВ двукратного действия рекомендуется принимать для воздушных линий, в особенности для одиночных с односторонним питанием. В сетях 110 кВ и ниже устройства АПВ двукратного действия рекомендуется применять в первую очередь для линий, не имеющих резервирования по сети [5, раздел 3].

Время срабатывания второго цикла двукратного АПВ:

Это объясняется необходимостью подготовки выключателя к возможному третьему отключению КЗ при устойчивом повреждении линии. Наряду с этим увеличение повышает вероятность успешного действия АПВ во втором цикле.

Ускорение РЗ после АПВ:

Использование цифровой аппаратуры БМРЗ позволяет без дополнительных затрат применять ускорение РЗ после АПВ практически всегда.

Ускорение защиты до АПВ:

Использование цифровых реле БМРЗ позволяет легко применять при необходимости ускорение РЗ до АПВ, и без дополнительных затрат.

Устройствами АПВ оборудуются все одиночные трансформаторы мощностью более 1 MB

A. Время срабатывания АПВ трансформаторов, которое, по сути дела, является АПВ шин низшего напряжения, определяется по условиям (24) — (26).

Расчет АПВ для остальных фидеров выполняется аналогично, результаты сведены в таблицу № 11.

Таблица 11

Автоматика


Наименование	АПВ
	t _АПВ1 , сек	t _АПВ2 , сек
Ячейка № 02
Ячейка № 03
Ячейка № 04
Ячейка № 05
Ячейка № 08
Ячейка № 09
Ячейка № 10
Ячейка № 13
Ячейка № 14
Ячейка № 15
Ячейка № 18
Ячейка № 19
Т-1 ТДТН-10 000/110/35/6	1,4	;
Т-2 ТДТН-10 000/110/35/6	1,4	;

7.2 Автоматическое включение резерва (АВР)

7.2.1 АВР на межсекционном выключателе СМВ-6 кВ

Недостатком одностороннего питания является то, что аварийное отключение рабочего источника приводит к прекращению питания потребителей.

Этот недостаток может быть устранён быстрым автоматическим включением резервного источника или включением выключателя, на котором осуществлено деление сети. Для выполнения этой операции широко используется АВР.

Схема АВР должна приходить в действие при исчезновении напряжения на шинах подстанции по любой из двух причин:

1. При аварийном, ошибочном или самопроизвольном отключении выключателя находящегося на данной подстанции (например, Ввод № 1 или Ввод № 2);

2. При исчезновении напряжения на шинах или на линии, откуда питается рабочий источник.

Действие АВР должно быть однократным для того, чтобы не допускать нескольких включений резервного источника на неустранившееся КЗ.

Примем напряжение срабатывания минимальных реле напряжения:

где — номинальное напряжение на шинах ПС.

Напряжение срабатывания максимального реле напряжения, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике, определяется из условия отстройки от минимального рабочего напряжения:

где — минимальное рабочее напряжение;
коэффициент надёжности, принимаемый в пределах 1,1−1,2;

коэффициент возврата реле, равный 0,95;
коэффициент трансформации измерительного трансформатора напряжения (НТМИ).

Пуск схемы местного АВР при снижении напряжения на шинах ниже принятого должен производиться с выдержкой времени для предотвращения излишних действий АВР при КЗ в питающей сети или на отходящих элементах.

а) по условию отстройки от времени срабатывания тех защит, в зоне действия которых КЗ могут вызывать снижения напряжения ниже принятого по формуле:

где — наибольшее время срабатывания защиты присоединений шин высшего напряжения подстанции.

ступень селективности, равная 0,3 сек.

б) по условию согласования действий АВР с другими устройствами противоаварийной автоматики узла:

Время срабатывания реле времени:

где — максимальное время выдержки МТЗ, защищающей фидеры;
уставки по времени первого и второго циклов двукратного АПВ линии Л1(Л2);
в зависимости от типов выключателей, реле времени в схемах защит, АПВ, АВР.

Выбираем большую уставку, т. е.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте мы произвели расчет уставок релейной защиты и автоматики на ПС 110/35/6 кВ с учетом исполнения основной и резервных защит на базе современных терминалов микропроцессорных защит БМРЗ. В качестве исходной информации были предоставлены однолинейные схемы и схемы замещения подстанции 110/35/6 кВ, расчетные схемы и схемы замещения ЛЭП-6кВ, обобщенные результаты расчетов токов КЗ. На основании этой информации произведен расчет уставок срабатывания ТО и МТЗ — на отходящих ячейках, СМВ-6кВ и Вводах № 1 и № 2; ДЗТ, МТЗ, перегруз трансформаторов 110/35/6 кВ.

Обобщенные результаты расчета уставок срабатывания защит отражены в карте селективности. Получены навыки практического расчета и выбора уставок срабатывания для конкретного типа релейной защиты.

На основании выполненной работы и проведенных расчетов можно заключить, что релейные микропроцессорные блоки БМРЗ являются приемлемым вариантом технической реализации релейной защиты предложенной подстанции 110/35/6 кВ.

На микропроцессорных блоках БМРЗ можно реализовать все виды релейной защиты и автоматики подстанции, которые будут отвечать необходимым требованиям и обеспечат надежную работу. Использование в устройстве современной микропроцессорной элементной базы обеспечивает высокую точность измерений и постоянство характеристик, что позволяет существенно повысить чувствительность и быстродействие защит, а также уменьшить ступени селективности.

1. Правила устройства электроустановок — М.: Энергоатомиздат, 2008.

2. Техническое о писание, инструкция по эксплуатации, паспорт для защит БМРЗ, модели: БМРЗ-ТД, БМРЗ-ТР, БМРЗ-101-СВ, БМРЗ-101-ВВ, БМРЗ-ДА.

3. Нормативные материалы общего назначения. Рекомендации по применению предохранителей ПКТ.

А. В. Конспект

5. Блок микропроцессорный релейной защиты БМРЗ-ТД-03−20−11. Руководство по эксплуатации

В. Н. Релейная

7. Трансформатор ТДТН-10 000/110

8. Терминалы БМРЗ — технические описания БМРЗ, релейная защита.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Рекомендуемые значения номинальных токов плавких вставок предохранителей для трехфазных силовых трансформаторов 6/0,4 и 10/0,4 кВ.

Таблица А.1

Номинальные токи плавких вставок предохранителей

ПРИЛОЖЕНИЕ

Таблица Б.1

Карта селективности токовых защит

Наименование

МТЗ

ТО мгновенного действия

ТО с выдержкой времени

Перегруз

ОЗЗ

Ток, А

X, %

Ток, А

110 кВ

ТДТН-10 000/110

1,5

;

6 кВ

Ввод 6кВ № 1

2140,0

1,2

;

Ввод 6кВ № 2

2140,0

1,2

;

СМВ 6кВ

1161,6

0,9

;

Ячейка № 2

28,9

0,6

766,7

88,0

166,1

0,3

;

Ячейка № 3

72,4

0,6

2880,0

67,7

668,0

0,3

;

Ячейка № 4

307,0

0,6

1501,5

85,4

95,3

0,3

;

Ячейка № 8

182,5

0,6

1563,1

84,9

182,1

0,3

;

Ячейка № 9

91,2

0,6

2563,0

74,0

840,2

0,3

;

Ячейка № 10

505,0

0,6

1985,0

20,0

161,4

0,3

;

Ячейка № 13

360,0

0,6

1445,0

21,6

31,8

0,3

;

Ячейка № 14

91,2

0,6

2563,0

74,0

840,2

0,3

;

Ячейка № 15

233,2

0,6

774,5

64,7

236,4

0,3

;

Ячейка № 19

28,9

0,6

766,7

88,0

166,1

0,3

;

ЭД № 1 (№ 2)

;

744,2

;

70,4

0,92

0,1

Рис. 2 График селективности токовых защит ПС 110/35/6

Примеры похожих учебных работ

Анализ современных микропроцессорных средств в системах релейной защиты и автоматики

... комплексами, а затем и полностью заменят их. 4. Устройство микропроцессорной релейной защиты и автоматики МРЗС-05 Назначение Микропроцессорное устройство защиты, автоматики, контроля и управления присоединений 35 кВ МРЗС -05 ...

Релейная защита и автоматика трансформаторов

... от возникших повреждений релейная защита должна обеспечивать полное отключение в течение сотых долей секунды. По своему назначению реле разделяют на реле управления и реле защиты. Реле управления обычно ...

Релейная защита трансформаторов

... (АРКТ), воздействующим на РПН.. 3. ТОКОВЫЕ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ Трансформаторы малой мощности до 750 кВ*А при напряжении ... (ОП), а также управляемые предохранители. Недостатками защит трансформаторов, выполненных с помощью плавких вставок, являются: ...

Основы релейной защиты и автоматики

... релейной защиты. А. Типоисполнение указательного реле: РУ-21/0,025. Рисунок 2.4 — Схема МТЗ Таблица 2.2 — Спецификация № Название Тип Обозначение Количество Примечания Трансформатор тока ТПЛК-10/600 TA Комплект защиты № 1 Трансформатор ...

Релейная защита и автоматика

... курсовой работы необходимо освоить выбор принципов и расчёт уставок защит элементов основного оборудования подстанций (линий, трансформаторов и электродвигателей). Перед расчётом уставок релейной защиты предварительно определяют виды основных и ...