Курсовая работа: Разработка системы релейной защиты блока генератор-трансформатор электрической станции и анализ ее технического обслуживания
Название: Разработка системы релейной защиты блока генератор-трансформатор электрической станции и анализ ее технического обслуживания Раздел: Рефераты по физике Тип: курсовая работа |
СЕВАСТОПОЛЬСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИНСТИТУТ ЯДЕРНОЙ ЭНЕРГИИ И ПРОМЫШЛЕННОСТИ Кафедра ЭЭСКурсовой проектпо дисциплине: «Эксплуатация релейной защиты» «Разработка системы релейной защиты блока генератор-трансформатор электрической станции и анализ её технического обслуживания» Выполнил: Шапаренко И.МПроверил: зав. кафедры Углов А.В. Севастополь 2005 г. ЗАДАНИЕ на выполнения курсового проекта по дисциплине “Эксплуатация релейной защиты” Тема: Разработка системы релейной защиты блока генератор- трансформатор электрической станции и анализ её технического обслуживания Исходные данные: 1. Тип генератора энергоблока ТВВ-800-2 2. Номинальное напряжение на сборных шинах электрической станции 500 кВ. 3. Максимальная мощность энергосистемы в режиме короткого замыкания
4. Минимальная мощность энергосистемы в режиме короткого замыкания
5. Тип блочного трансформатора 2 ´ ТЦ-630 000/525. 6. Тип трансформатора собственных нужд энергоблока ТРДНС-63 000/35. 7. Номинальное напряжение на секциях нормальной эксплуатации энергоблока 6,3 кВ. Введение Основной задачей построения релейной защиты блока генератор-трансформатор электрической станции является обеспечение ее эффективного функционирования по возможности при любых видах повреждений, предотвращение развития повреждений и значительных разрушений защищаемого оборудования, в также предотвращение нарушений устойчивости в энергосистеме. Для этого устройства релейной защиты должны обладать необходимыми для них свойствами, соответствующими известным основным требованиям: быстродействию, чувствительности, селективности и надёжности. Для достижения требуемой эффективности функционирования защиты энергоблоков необходимо выполнение следующих условий: · основные защиты от внутренних КЗ должны обеспечивать быстрое отключение повреждений любого элемента блока. При этом не должно оставаться ни одного незащищённого (не входящего в зону действия защит) участка первичной схемы. Однако в ряде случаев приходится вынужденно допускать применение защит, неполностью охватывающих защищаемое оборудование (например, при витковых замыканиях); · резервные защиты энергоблока также должны охватывать все его элементы и должны обеспечивать ближнее и дальнее резервирование соответственно основных защит блока и защит прилежащей сети (на АЭС ближнее резервирование должно быть быстродействующим); · повреждения, не сопровождающиеся КЗ и не отражающиеся на работе энергоблока, также должны по возможности быстро отключаться, если их развитие может привести к значительным разрушениям оборудования; · анормальные режимы (например, перегрузки, потеря возбуждения и др.) должны автоматически ликвидироваться защитой, если они недопустимы для оборудования или для энергосистемы. В случаях, когда не требуется немедленная ликвидация анормального режима, допускается только сигнализация о его возникновении; · действие устройств релейной защиты должно быть увязано с технологическим; · действие устройств релейной защиты должно быть увязано с технологическими защитами и автоматикой энергоблока. Основные требования к выполнению релейной защиты, обязательные при проектировании и в эксплуатации, устанавливают Правила устройства электроустановок, Правила технической эксплуатации и другие директивные материалы на основе многолетнего опыта научно-исследовательских разработок, производства, проектирования и эксплуатации устройств релейной защиты. 1. Выбор необходимого состава системы релейной защиты блока генератор-трансформатор электрической станции, обеспечивающего полноту его защищенности В соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) для защиты блоков генератор-трансформатор при мощности генератора более 10 Мвт должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и анормальных режимов: · от замыканий на землю в цепи генераторного напряжения; · от многофазных коротких замыканий в обмотке статора генератора и на его выводах; · от межвитковых коротких замыканий в обмотке статора генератора при наличии двух параллельных ветвей; · от многофазных коротких замыканий в обмотках блочного трансформатора и на его выводах; · от межвитковых коротких замыканий в обмотках блочного трансформатора; · от внешних коротких замыканий; · от перегрузки генератора токами обратной последовательности (при мощности генератора более 30 Мвт); · от симметричной перегрузки генератора и трансформатора; · от перегрузки ротора генератора током возбуждения; · от повышения напряжения (для генераторов мощностью 100 Мвт и более); · от замыканий на землю в одной точке обмотки возбуждения; · от замыканий на землю во второй точке обмотки возбуждения (при мощности генераторов менее 160 Мвт); · от перехода в асинхронный режим при потере возбуждения; · от понижения уровня масла в баке трансформатора; · от повреждения изоляции вводов высокого напряжения блочного трансформатора (при напряжении 500 кВ и выше). Для защиты от различных видов повреждений и анормальных режимов блоков генератор-трансформатор при мощности генератора 160 - 1000 Мвт должны быть предусмотрены следующие устройства релейной защиты: · продольная дифференциальная защита генератора от многофазных коротких замыканий в обмотке статора и на его выводах; · поперечная дифференциальная защита генератора от межвитковых коротких замыканий в обмотке статора при наличии двух параллельных ветвей; · от перехода в асинхронный режим при потере возбуждения; · дифференциальная защита блочного трансформатора от всех видов коротких замыканий; · дифференциальная защита ошиновки напряжением 330 - 750 кВ; · защита от внешних симметричных коротких замыканий; · защита от несимметричных коротких замыканий с интегральной зависимой характеристикой выдержки времени срабатывания; · защита от повышения напряжения; · защита от внешних однофазных коротких замыканий с большим током замыкания; · защита от перегрузки обмотки статора; · защита от перегрузки ротора генератора током возбуждения с интегральной зависимой характеристикой выдержки времени срабатывания; · газовая защита блочного трансформатора; · защита от замыканий на землю в одной точке обмотки возбуждения; · защита от замыканий на землю в цепи генераторного напряжения; · защита от повреждения изоляции вводов высокого напряжения блочного трансформатора (при напряжении 500 кВ и выше). 2. Расчет уставок срабатывания и разработка схемы подключения выбранных устройств релейной защиты блока генератор-трансформатор 2.1Исходные данные для расчета Трансформатор ЭБ 2 ´ ТЦ-630000/525: Генератор энергоблока ТВВ-800-2:
Трансформатор СН ТРДНС 63000/35: Мощность энергосистемы 500 кВ: Sном=63000 МВ·А; Sкзmax=24000 МВ·А;
Uвнmin=21,12 кВ; uк%=12,43;
Uвнmax=26,88 кВ; uк%=13,18;. 2.2 Расчёт параметров схемы замещения Расчёт параметров схемы замещения и токов короткого замыкания для рассматриваемого примера Индуктивная составляющая сопротивления сети в максимальном режиме, приведённая к стороне высшего напряжения:
Индуктивная составляющая сопротивления сети в минимальном режиме, приведённая к стороне высшего напряжения:
Значение индуктивной составляющей сопротивления трансформатора энергоблока, приведённое к стороне высшего напряжения:
Значение индуктивной составляющей сопротивления трансформатора собственных нужд энергоблока, приведённое к стороне высшего напряжения:
Значение индуктивной составляющей сопротивления генератора энергоблока, приведённое к стороне высшего напряжения:
Номинальное значение первичного тока на стороне высокого напряжения энергоблока 330 кВ:
Номинальное значение первичного тока на стороне низкого напряжения энергоблока 24 кВ:
Номинальное значение первичного тока в ответвлении на трансформатор собственных нужд 24 кВ:
Для компенсации фазового сдвига за счёт схемы соединения трансформатора В соответствии с величинами номинальных значений токов трансформатора со сторон ВН, НН и ТСН на стороне ВН используется встроенный трансформатор тока с коэффициентом трансформации КI ВН = 1000/1 А, на стороне НН - трансформатор тока с коэффициентом трансформации КI НН = 30000/5 А, а на стороне ответвления на ТСН - трансформатор тока с коэффициентом трансформации КI ТСН = 1500/5 А. Вторичный ток в плече защиты на стороне высшего напряжения, соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатора, составляет:
Вторичный ток в плече защиты на стороне низшего напряжения, соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатора, составляет:
Вторичный ток в плече защиты в ответвлении на трансформатор собственных нужд, соответствующий номинальной мощности ТСН, составляет:
Максимальное значение первичного тока, приведённое к стороне ВН энергоблока, проходящего через защищаемый трансформатор при коротком трехфазном металлическом замыкании на выводах одной из расщеплённых обмоток трансформатора собственных нужд, составляет:
Так как в цепи генераторного напряжения установлен выключатель нагрузки, то в качестве расчётного принимается короткое трехфазное металлическое замыкание на выводах ВН трансформатора блока. Максимальный первичный ток, проходящий через защищаемый трансформатор в этом режиме и приведённый к стороне ВН блока, составляет:
Максимальный первичный ток, проходящий через защищаемый трансформатор в этом режиме и приведённый к стороне НН блока, составляет:
Минимальное значение тока короткого двухфазного замыкания на выводах ВН трансформатора при работе энергоблока на холостом ходе составляет:
Минимальное значение тока короткого двухфазного замыкания на выводах НН трансформатора в минимальном режиме работы энергосистемы и при отключённом генераторе составляет:
2.3 Продольная дифференциальная токовая защита генератора Защита выполняется на реле с тормозным действием и быстронасыщающимся трансформатором типа ДЗТ-11/5. Реле имеет рабочую обмотку с ответвлением посередине и тормозную обмотку. Тормозную обмотку наиболее целесообразно присоединить к трансформаторам тока со стороны линейных выводов. Наличие торможения позволяет повысить чувствительность защиты за счёт отстройки от коротких внешних замыканий и асинхронного режима. Выбор уставок защиты сводится к определению числа витков тормозной обмотки при принятом числе витков рабочей обмотки. МДС срабатывания реле при отсутствии торможения Fср =100 А. При этом минимальный ток срабатывания реле составляет:
При этом для всех типов генераторов первичный ток срабатывания защиты составляет Число витков рабочей обмотки принимается в зависимости от соотношения токов в плечах защиты в условиях номинального режима. При соотношении токов 1:1 (обмотка статора имеет одну параллельную ветвь) используются 144 витка рабочей обмотки. При соотношении токов 1:2 (обмотка статора имеет две параллельных ветви) используется ответвление в средней части рабочей обмотки, к которому подключается плечо с большим током. Необходимое торможение определяется по условию отстройки защиты от наибольшего тока небаланса при коротком внешнем замыкании или асинхронном ходе генератора:
где
На блоках с выключателем в цепи генератора ток Наибольшее значение тока асинхронного хода определяется по выражению:
где:
Переходный реактанс генератора:
Намагничивающая сила рабочей обмотки реле вычисляется по значению тока в рабочей обмотке, равного току небаланса, и числу витков рабочей обмотки насыщающегося трансформатора реле:
где:
Для выбора числа витков тормозной обмотки определяется МДС по тормозной характеристике реле серии ДЗТ-11 из условия минимального торможения Fт=130. Расчётное число витков тормозной обмотки определяется по выражению:
где: Принимается большее ближайшее число витков по справочным данным Wт расч = 24 Чувствительность защиты при отсутствии торможения определяется при двухфазном коротком замыкании на выводах генератора и его работе на холостом ходу:
где:
При наличии торможения коэффициент чувствительности определяется соотношением:
Для нахождения
где:
где:
Далее по тормозной характеристике при максимальном торможении определяется точка с координатами 2.4 Поперечная дифференциальная защита генератора от межвитковых коротких замыканий в обмотке статора Защита выполняется на токовом реле типа РТ-40/Ф с фильтром высших гармоник и включается на трансформатор тока, установленный в перемычке между двумя нейтралями параллельных ветвей обмотки статора. Реле имеет четыре диапазона уставок от 1,75 до 17,5 А. При проектировании можно принять Первичный ток срабатывания защиты:
где: 2.5 Защита от замыканий на землю в обмотке статора генератора 2.5.1 Общие положения Защита от замыканий на землю в обмотке статора генератора выполняется действующей по напряжению и содержит два органа: максимальное реле напряжения первой гармоники, защищающее до 90% обмотки статора со стороны линейных выводов, и реле напряжения третьей гармоники с торможением, защищающее до 35% обмотки статора генератора со стороны нулевых выводов. Расчёт уставок защиты сводится к определению параметров срабатывания указанных органов. 2.5.2 Определение уставки органа максимального напряжения Уставку органа напряжения
где:
Напряжение нулевой последовательности на выводах генератора:
где:
В связи со сложностью определения ёмкостей Напряжение В целях предотвращения излишних отключений энергоблоков из-за чрезмерной чувствительности рекомендуется принимать уставку реле напряжения 10 В. В любом случае уставка не должна превышать 15 В. В защите ЗЗГ-1 с целью отстройки от внешних однофазных коротких замыканий применяется выдержка времени на срабатывание 2.5.3 Определение уставки третьей гармоники На рабочую цепь подаётся сумма напряжений третьей гармоники со стороны нейтрали Отношение
Срабатывание органа третьей гармоники определяется уставкой коэффициента торможения, равного отношению напряжения рабочей цепи к напряжению тормозной цепи:
где
Уставку При оптимальной уставке реле В случае металлического замыкания в конце этой зоны:
где: Принимая
Такую подстановку следует принимать для всех турбогенераторов независимо от уставки органа напряжения первой гармоники. Зону действия органа третьей гармоники при металлическом замыкании со стороны нейтрали определяют по выражению (5.5), принимая Если принять
Отсюда При замыкании со стороны линейных выводов (
При этом зона со стороны линейных выводов будет:
При
Наличие зоны действия органа третьей гармоники со стороны линейных выводов генератора резервирует реле напряжения нулевой последовательности. В защите ЗЗГ-1 отстройка от напряжения основной частоты органа третьей гармоники выполнена в недостаточной степени, поэтому при наладке требуется выполнить проверку отстройки органа третьей гармоники от частоты 50 Гц. При необходимости вводится блокировка по напряжению обратной последовательности. Для защиты ЗЗГ-11 такая проверка не требуется. На блокирующем реле напряжения обратной последовательности рекомендуется уставка Реле по производной в защите ЗЗГ-12 не имеет регулируемых уставок и расчётная проверка надёжности его действия не требуется. На короткие однофазные замыкания на стороне высокого напряжения реле по производной не реагирует. Для обеспечения правильной работы органа третьей гармоники следует устанавливать измерительные трансформаторы напряжения в нейтрали и на выводах генератора с одинаковыми номинальными первичными напряжениями. При этом номинальные вторичные напряжения трансформатора напряжения, соединённого в разомкнутый треугольник, равны 100/3 В, а номинальное напряжение трансформатора напряжения, установленного в нейтрали должно быть 100 В. 2.6 Защита от асинхронного режима при потере возбуждения Защита выполняется на одном из трёх реле сопротивления комплекта КРС-2.Положение характеристики реле на комплексной плоскости сопротивлений определяется положением комплексного сопротивления на выводах генератора в режиме нормальной работы и асинхронном режиме. В нормальном режиме вектор комплексного сопротивления находится в I квадранте, а при потере возбуждения и переходе в асинхронный режим перемещается в IV квадрант. По этой причине характеристика срабатывания реле сопротивления защиты выбирается в III и IV квадрантах при угле максимальной чувствительности близком к Первичное сопротивление срабатывание, определяющее диаметр окружности реле, принимается равным
Для предотвращения срабатывания реле при нарушениях синхронизма в энергосистеме его характеристика смещается по оси Сопротивлению диаметра характеристики и её смещению в III и IV квадранты соответствуют вторичные значения этих сопротивлений:
где:
Время срабатывания защиты принимается равным 1...2 с. Указанная выдержка времени необходима для предотвращения излишних срабатываний защиты при нарушениях динамической устойчивости и асинхронном ходе в системе. 2.7 Дифференциальная защита трансформатора блока от внутренних повреждений 2.7.1 Общие положения Дифференциальная защита трансформаторов блоков мощностью 160...1000 Мвт выполняется с использованием дифференциального токового реле с торможением типа ДЗТ-21-У3. В защите для отстройки от токов включения, при постановке трансформатора под напряжение, используется времяимпульсный принцип с торможением от второй гармоники дифференциального тока. Благодаря этому реле обладает высокой чувствительностью, поскольку ток срабатывания защиты по условию отстройки от броска намагничивающего тока принимается равным Для отстройки защиты от токов небаланса при коротких внешних замыканиях используется торможение от токов плеч защиты, что также обусловливает повышение чувствительности защиты. В схемах защиты цепи процентного торможения подключаются со стороны высшего и нижнего тока. Тормозная характеристика в начальной части имеет горизонтальный участок со ступенчатым регулированием на два положения полусуммы тормозных токов. Для выравнивания токов плеч защиты и для возможности подключения защиты к трансформаторам тока с номинальным вторичным током 1,0 А (со стороны высокого напряжения) используются согласующие повышающие автотрансформаторы тока типа АТ-31-У3. При применении для дифференциальной защиты на всех напряжениях трансформаторов тока с номинальным вторичным током 5,0 А согласующие автотрансформаторы тока могут не устанавливаться, однако их применение может оказаться необходимым в тех случаях, когда значение вторичного тока плеча в номинальном режиме трансформатора выходит за пределы номинальных токов ответвлений трансформатора рабочей цепи более, чем 0,5 А (если со стороны высокого напряжения трансформатора не может быть принят другой коэффициент трансформации трансформатора тока). Для повышения быстродействия защиты при больших токах короткого замыкания внутри защищаемой зоны предусмотрена дифференциальная отсечка, позволяющая фиксировано менять уставку срабатывания ( В дифференциальной токовой защите типа ДЗТ-21 конструктивно предусмотрено регулирование минимального тока срабатывания, коэффициента торможения, длины горизонтального участка тормозной характеристики, уставки срабатывания дифференциальной отсечки, а также имеется возможность выравнивания тока в плечах защиты. 2.7.2 Минимальный ток срабатывания защиты при отсутствии торможения Определяется по условию отстройки от тока включения блочного трансформатора под напряжение:
где: Ток ответвления со стороны собственных нужд подаётся в защиту в том случае, если при коротком замыкании за трансформатором собственных нужд В соответствии с проведёнными расчётами ток ответвлений подаётся в защиту на всех схемах энергоблоков за исключением энергоблоков мощностью 1000 Мвт. Коэффициент трансформации промежуточного трансформатора тока выбирают таким, чтобы вторичный ток трансформатора тока собственных нужд при вторичном токе, равном номинальному току трансформатора блока, понижался до 2,5...5,0 А. Помимо условия (7.1) должна обеспечиваться отстройка защиты от токов небаланса при коротком внешнем замыкании или тока нагрузки, соответствующих концу горизонтального участка тормозной характеристики, поскольку в этом случае на реле отсутствует эффект торможения. Однако на блоках генератор-трансформатор, не имеющих устройства регулирования напряжения под нагрузкой, условие отстройки минимального тока срабатывания защиты от тока небаланса в указанных режимах не проверяется, так как автоматически выполняется при выборе тока срабатывания защиты по выражению (7.1) для случая включения ненагруженного трансформатора под напряжение. 2.7.3 Выбор ответвлений трансформатора рабочей цепи, а также варианта включения автотрансформатора тока. Определяются первичные номинальные токи для обеих сторон защищаемого трансформатора ( Определяются вторичные токи в плечах защиты:
где:
Выбираются ответвления трансреактора рабочей цепи для стороны низшего напряжения. Номинальный ток ответвления трансреактора
Для стороны высокого напряжения, если ток
Принимается 2.7.4 Определение уставки резистора R13 Уставка реле защиты Относительный ток срабатывания реле: со стороны низкого напряжения трансформатора:
со стороны высокого напряжения автотрансформатора при отсутствии автотрансформатора тока:
В соответствии с паспортными данными защиты ДЗТ-21 резистор R13, подключаемый к регулировочному органу защиты, осуществляет плавную регулировку тока срабатывания реле в пределах от 0,3 до 0,7 номинального тока ответвления. 2.7.5 Проверка отстройки защиты от короткого замыкания за трансформатором собственных нужд Определяется приведённое к стороне низкого напряжения трансформатора блока максимальное значение тока короткого трехфазного замыкания на стороне низкого напряжения трансформатора собственных нужд (на одной из расщеплённых обмоток) при максимальном режиме работы системы. 2.7.6 Выбор ответвлений трансформаторов тока тормозной цепи реле В рассматриваемых схемах тормозные цепи реле присоединяются к трансформаторам тока со стороны обмоток высокого и низкого напряжений блочного трансформатора. Для этого используются два трансформатора тока цепи процентного торможения защиты ДЗТ-21, имеющие по четыре ответвления. Номинальные токи ответвлений трансформаторов тока цепи процентного торможения выбираются ближайшими большими подводимых к реле токов плеч для ТLА2: для ТLА1: 2.7.7 Расчёт защиты в условиях торможения Использование тормозных цепей даёт возможность не отстраивать минимальный ток срабатывания защиты от внешних повреждений, когда имеется торможение. Предотвращение срабатывания защиты в условиях торможения обеспечивается исходя из тормозной характеристики реле, которая должна выбираться таким образом, чтобы при всех возможных вариантах внешних повреждений обеспечивался необходимый коэффициент торможения. Несрабатывание защиты обеспечивается, если все точки, соответствующие возможным при внешних коротких замыканиях отношениям приращения рабочего тока При определении коэффициента торможения следует рассмотреть короткие замыкания в точках, в которых отстройка производится с помощью торможения. На блоках с двухобмоточными трансформаторами при внешнем повреждении на стороне высокого (низкого) напряжения блока за расчётную следует принимать точку, в которой ток короткого замыкания имеет наибольшее значение и в которой защита не должна действовать. При внешнем повреждении на ответвлении к собственным нуждам торможение не требуется и не учитывается в расчёте. С учётом вышеизложенного определение коэффициента торможения должно производиться при внешнем трёхфазном коротком замыкании на стороне высокого напряжения трансформатора блока для энергоблоков, не имеющих выключателя или с выключателем нагрузки в цепи генераторного напряжения, и на стороне низкого напряжения - для блоков с выключателем в цепи генераторного напряжения. Последнее необходимо для сохранения электроснабжения собственных нужд при повреждениях генератора. При отсутствии выключателя в цепи генератора отстройки защиты от коротких замыканий в генераторе не требуется, так как при этом энергоблок отключается полностью. Значения рабочего тока Ток в рабочей обмотке при внешнем трёхфазном коротком замыкании на стороне высокого и низкого напряжения трансформатора блока для каждого случая подключения дифференциальной защиты равен току небаланса:
Ток небаланса определяется как сумма двух составляющих вторичного тока небаланса
где:
В выражении (7.12) учитываются абсолютные значения составляющих тока небаланса
где:
Относительные значения токов в рабочей цепи определяются при внешнем коротком замыкании на стороне высокого или низкого напряжения трансформатора блока в плече защиты (в соответствии с п.2.7.7, 2.7.1.):
Минимальное значение тормозного тока следует определять в тех же расчётных точках, что и при расчёте рабочих токов реле. Тормозной ток для каждой тормозной цепи:
где:
Относительные значения токов в тормозных цепях:
Для расчёта защиты в условиях торможения реле необходимо выбрать ток начала торможения Коэффициент торможения реле
Из тормозной характеристики реле видно, что:
Коэффициент торможения защиты определяется исходя из выражений (7.20) - (7.22):
где:
Принимаем 2.7.8 Выбор уставки дифференциальной отсечки Дифференциальная отсечка используется для повышения быстродействия защиты при больших кратностях тока короткого замыкания в защищаемой зоне. Уставку отсечки во всех случаях можно принимать минимальной, поскольку при этом обеспечивается её отстройка от токов включения и от токов небаланса при внешних коротких замыканиях 2.7.9 Определение чувствительности защиты Чувствительность защиты на рассматриваемых энергоблоках при повреждении в защищаемой зоне следует определять при отсутствии торможения. При коротком замыкании в зоне защиты полусумма тормозных токов всегда оказывается меньше тока в дифференциальной цепи. Поэтому расчётная точка, соответствующая минимальному короткому замыканию в зоне защиты, в плоскости координат ( Коэффициент чувствительности защиты определяется по выражению:
где:
Чувствительность защиты определяется при металлическом повреждении на выводах трансформатора блока. Расчётными для станции и системы являются реально возможные режимы, обусловливающие минимальный ток повреждения. В соответствии с ПУЭ коэффициент чувствительности должен быть 2.8 Дифференциальная защита ошиновки 330 - 750 кВ 2.8.1 Общие положения Для подключения защиты используются трансформаторы тока с одинаковыми или различными коэффициентами трансформации с номинальным значением вторичного тока, как правило, 1А. Защита выполняется с использованием дифференциальных реле с быстронасыщающимися трансформаторами типа РНТ-566 в связи с тем, что общая резервная дифференциальная защита энергоблока, охватывающая и ошиновку в том числе, выполнена на реле с торможением. 2.8.2 Определение минимального тока срабатывания и расчёт числа витков рабочей обмотки Первичный минимальный ток срабатывания дифференциальной защиты
где: Расчётный ток небаланса:
где:
Расчётное число витков рабочей обмотки насыщающегося трансформатора:
где:
2.8.3 Определение чувствительности защиты Чувствительность защиты при повреждении в защищаемой зоне оценивается коэффициентом чувствительности
где: 2.9 Резервная дифференциальная защита энергоблока Основные положения по расчёту резервной дифференциальной защиты блока, выполненной на реле типа ДЗТ-21. Пример расчёта выполнен для случая защиты энергоблока мощностью 160 МВт и более, подключённого к ОРУ - 330... 750 кВ через два выключателя. Расчёт защиты принципиально не отличается от расчёта защиты трансформатора блока (раздел 5), однако есть ряд особенностей, обусловленных схемой её включения. Расчёт рабочей цепи защиты включает в себя определение минимального тока срабатывания защиты и выбор ответвлений трансреактора, а также ответвлений выравнивающих автотрансформаторов при их наличии. Минимальный ток срабатывания защиты выбирается по большему из двух условий: · отстройки от броска намагничивающего тока при включении ненагруженного трансформатора блока под напряжение по выражению (7.1); · отстройки от максимального тока короткого замыкания за трансформатором собственных нужд.
где:
Для резервной дифференциальной защиты допускается загрубление по сравнению с основной, поскольку она предназначена для быстрой ликвидации коротких замыканий на ошиновке высокого и низкого напряжения блока и не предназначена для защиты от межвитковых коротких замыканий. Определяются вторичные номинальные токи в плечах защиты по выражениям ( 7.2), (7.3) и (7.4). Далее для каждого плеча защиты определяется относительное значение минимального тока срабатывания защиты:
В случае значительных расхождений Уставка защиты Расчёт цепи торможения включает в себя определение ответвлений на выходных трансформаторах тока тормозной цепи и расчёт коэффициента торможения. Номинальные токи ответвлений трансформаторов тока цепи торможения выбираются (в соответствии с их параметрами, указанными в приложении) ближайшими большими подведённых к защите токов для ТLА2: для ТLА1: Ток начала торможения (длина горизонтального участка тормозной характеристики) определяется так же, как для основной дифференциальной защиты трансформатора блока. Коэффициент торможения определяется при внешнем трёхфазном коротком замыкании на стороне высокого напряжения блока по условию отстройки защиты от максимального значения тока небаланса. При этом расчётным является короткое замыкание за одним из выключателей высокого напряжения, через который протекает максимальный суммарный ток системы и защищаемого блока. В этом случае погрешности трансформаторов тока в цепи указанного выключателя создают максимальные токи небаланса. Ток в рабочей цепи защиты принимается равным току небаланса согласно (7.11). Ток небаланса определяется по выражениям (7.12), (7.13) и (7.14), относительное значение тока в рабочей цепи по (7.16). Минимальные значения тормозных токов для каждой тормозной цепи определяются в тех же расчётных точках, что и при расчёте рабочих токов реле по выражению (5.22), а их относительное значение - по формуле (5.23). Коэффициент торможения защиты Уставку дифференциальной отсечки во всех случаях можно принимать минимальной ( Чувствительность защиты при внутренних коротких замыканиях всегда высокая в связи с малым значением минимального тока срабатывания и наличием горизонтального участка тормозной характеристики. В соответствии с требованиями ПУЭ коэффициент чувствительности резервной дифференциальной защиты должен быть не менее двух ( Резервная дифференциальная защита, устанавливаемая на блоках с выключателем в цепи генератора, должна иметь выдержку времени 2.10 Защита от внешних симметричных коротких замыканий Защита выполняется с помощью одного из трёх реле сопротивления комплекта КРС-2. Реле имеет круговую или эллиптическую характеристику срабатывания, расположенную в I квадранте комплексной плоскости. Сопротивление срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от режима наибольшей нагрузки. Сопротивление нагрузки определяется по выражению:
где:
Сопротивление срабатывания защиты при круговой характеристике срабатывания реле:
где:
Принимается, что активная мощность не изменилась:
При пониженном напряжении до
Из равенства выражений (10.3) и (10.4) следует: отсюда:
и
При использовании эллиптической характеристики сопротивление срабатывания может быть увеличено (сопротивление, подсчитанное по выражению (10.2), может быть принято равным малой оси эллипса), что в общем случае улучшает дальнее резервирование. Однако следует иметь в виду, что наибольшее значение При этом в соответствии с (10.1): Принимая в (8.2)
Соотношение осей эллипса характеризуется коэффициентом эллиптичности, причём отстройка защиты от токов нагрузки обеспечивается при: Для блок-реле сопротивления типа КРС-2 коэффициент эллиптичности может быть принят: 0,5; 0,65; 0,8. При выбранном
Уставка по большой оси эллипса принимается равной Уставка срабатывания на реле сопротивления подсчитывается по выражению:
где:
Ток десятипроцентной погрешности реле зависит от вида характеристики: при номинальном токе 5 А и круговой характеристике без смещения со схемой подпитки, а также со смещением 12% в III квадрант он равен 1,45 А, при смещении 6% 1,6 А, при смещении 20% - 1,8 А, при эллиптической характеристике без смещения и со смещением - 2,2 А. Защита имеет две выдержки времени для действия на деление шин и отключение блока от сети, отстроенные по времени действия от междуфазных коротких замыканий присоединений, отходящих от шин станции. Так как эти выдержки времени заведомо больше 1,5 с, отстройка от качаний не требуется. Чувствительность защиты проверяется следующим образом: · чувствительность реле по току точной работы определяется при трёхфазном коротком замыкании в конце зоны, охватываемой защитой, при этом минимальное значение коэффициента чувствительности должно быть не менее 1,3; · чувствительность реле по измеряемому сопротивлению при резервировании смежных с блоком участков линии определяется в условиях эксплуатации с учётом подпитки от смежных элементов. Требуемый минимальный коэффициент чувствительности 1,2. 2.11 Защита от несимметричных коротких замыканий и перегрузок током обратной последовательности с интегральной зависимой характеристикой выдержки времени срабатывания Защита выполняется с помощью фильтр-реле тока обратной последовательности типа РТФ-6М. К основным органам устройства относятся: · фильтр токов обратной последовательности; · входное преобразовательное устройство; · сигнальный орган; · пусковой орган; · интегральный орган; · отсечка I; · отсечка II. При проектировании должны быть определены: · уставка пускового органа; · уставка интегрального органа; · уставка сигнального органа; · уставка отсечки I (отсечка II в защите не используется). Входное преобразовательное устройство позволяет устанавливать на входе в основные органы защиты одно и то же напряжение, соответствующее номинальному току генератора при его значениях во вторичных цепях Допустимое время существования несимметричного режима для генератора определяется по выражению:
где:
Для защиты турбогенераторов применяют реле типа РТФ-6М с исполнением на 5 и 10 А с диапазоном уставок, равным 5... 10 и 10... 20 А соответственно. Пуск интегрального органа следует производить при величине тока, превышающей минимальное значение
где:
Пусковой орган имеет диапазон по току срабатывания Для турбогенераторов мощностью 160 Мвт и более целесообразно принимать Поскольку интегральный орган выполняет функцию защиты от перегрузки и не предназначен для защиты от несимметричных коротких замыканий, он имеет одноступенчатое действие (отключение блока от сети высокого напряжения). При этом уставка Ток срабатывания сигнального органа может устанавливаться в диапазоне
Для турбогенераторов мощностью 160 Мвт и более:
Выдержка времени сигнального органа должна быть больше времени действия резервных защит энергоблока. Ток срабатывания отсечки При использовании отсечки для деления шин должна быть обеспечена необходимая при этом чувствительность. По условию деления ток срабатывания может быть принят Отсечка I имеет двухступенчатое временное действие. Выдержка времени первой ступени отсечки, действующей на деление шин, должна быть на ступень селективности больше максимальной выдержки времени резервных защит присоединений. Выдержка времени второй ступени отсечки (действие на отключение энергоблока от сети высокого напряжения) должна быть на ступень селективности больше первой ступени. Если отсечка используется только для дальнего резервирования, то её выдержка времени принимается такой же, как и для первой ступени при наличии деления шин. 2.12 Защита от повышения напряжения Указания по расчёту справедливы для энергоблоков во всём диапазоне рассматриваемых мощностей генераторов. Расчёт защиты сводится к выбору уставок на пусковом органе напряжения защиты, на блокирующем токовом реле и реле времени. Напряжение срабатывания на максимальном реле напряжения РН-58/200, имеющем коэффициент возврата Уставка по току на блокирующем токовом реле РТ--40/Р: При переходе генератора энергоблока в режим холостого хода защита автоматически вводится в действие с выдержкой времени 2.13 Защита от внешних однофазных коротких замыканий в сети с большим током замыкания на землю Общие положения Защита является резервной от сверхтоков однофазных коротких замыканий в сети с большим током замыкания на землю. На трансформаторах энергоблоков с заземлённой нейтралью защита выполняется с помощью токовых реле, подключаемых в нейтральный провод трансформаторов тока. Защита имеет два измерительных органа: чувствительный и грубый. На блоках, допускающих работу трансформаторов как с заземлённой, так и с разземлённой нейтралью, дополнительно к указанной защите устанавливается ещё специальная защита, предназначенная для отключения при внешнем однофазном коротком замыкании блока, работающего с разземлённой нейтралью. Эта защита выполняется на реле напряжения нулевой последовательности или на реле тока обратной последовательности. Выбор уставок защиты на блоках с заземлённой нейтралью Для защиты более чувствительного органа, предназначенного для деления шин на стороне высокого напряжения блока и ускорения токовой защиты нулевой последовательности при однофазных коротких замыканиях в сети. Ток срабатывания выбирается меньшим из двух условий: a) обеспечения срабатывания при самопроизвольном неполнофазном отключении блока и минимальной нагрузке:
где: b) согласования с резервной защитой от однофазных коротких замыканий с более грубой уставкой срабатывания
где: Выдержка времени защиты при её действии по цепи ускорения:
Что необходимо для предотвращения отключения блока по цепи ускорения при действии реле контроля непереключения фаз (в случае отказа во включении фазы выключателя, при действии ОАПВ). Выдержка времени защиты при её действии на деление шин на стороне высокого напряжения блока выбирается по большему значению из двух условий: a) согласования с наибольшим временем действия чувствительных ступеней резервных защит от однофазных коротких замыканий, установленных на элементах, отходящих от шин станции
согласования с временем действия защиты от однофазных коротких замыканий блока при её действии по цепи ускорения:
В выражениях (13.4) и (13.5) Для защиты, выполненной с грубой уставкой, предназначенной для отключения блока от сети при дальнем резервировании. Ток срабатывания защиты выбирается по условию согласования по чувствительности с током срабатывания защит от коротких замыканий на землю смежных элементов сети высокого напряжения. Согласование производится с наиболее чувствительными ступенями защит:
где:
Выдержка времени защиты
Выбор уставок защиты блока, нейтрали которых могут разземляться Выбор уставок тока срабатывания и выдержек времени защиты от внешних однофазных коротких замыканий трансформаторов блоков, работающих с заземлённой нейтралью, производится по п. 11.2, при этом производится согласование со специальной защитой блока, нейтраль которого разземлена. Выбор уставок срабатывания специальной защиты от внешних однофазных коротких замыканий при работе блока с разземлённой нейтралью производится в зависимости от её выполнения: a) при выполнении специальной защиты в виде защиты напряжения нулевой последовательности (реле РНН57) вторичное напряжение принимается равным 5 В. При этом обеспечивается отстройка от максимального напряжения небаланса трансформатора напряжения, обмотки которого соединены в треугольник; b) при выполнении специальной защиты в виде токовой защиты обратной последовательности ток срабатывания защиты для реле РТФ-6М составляет:
где: Далее проводятся согласования по чувствительности защиты на блоках с заземлённой нейтралью с защитами, указанными в п. 2.13.2. При работе защиты напряжения нулевой последовательности на пределе чувствительности ток нулевой последовательности в трансформаторе любого параллельного блока:
где:
Минимальный ток срабатывания токовой защиты нулевой последовательности реле с более грубой уставкой каждого блока, работающего с заземлённой нейтралью:
где: В связи с тем, что вторичное напряжение срабатывания защиты (реле РНН-57) Выражая ток срабатывания защиты нулевой последовательности по (11.10) в относительных единицах, получается:
где: Токовая защита обратной последовательности должна иметь более высокую чувствительность, чем токовая защита нулевой последовательности блоков, нейтрали которых заземлены. Расчётным режимом для согласования по чувствительности этих защит является короткое замыкание на линии, отключившейся с другого конца быстродействующей защитой. При этом в повреждённой линии токи нулевой и обратной последовательностей равны (
где:
Минимальный ток срабатывания защиты нулевой последовательности (реле с более грубой уставкой) для блоков, работающих с заземлённой нейтралью, можно выразить:
где: При равной мощности блоков, работающих на шины 110... 220 кВ, ток срабатывания Если на шины 110... 220 кВ работает
При шести одинаковых блоках, из которых у трёх блоков нейтрали заземлены:
Если нейтраль заземлена только у одного из шести трансформаторов блоков, то:
Отсюда следует, что чем больше разземлённых нейтралей у трансформаторов блоков, тем ниже чувствительность защиты нулевой последовательности на блоках с заземлёнными нейтралями. Поэтому на энергоблоках, работающих на напряжение 110... 220 кВ, для ограничения токов однофазных коротких замыканий на землю применяется разземление нейтралей не более, чем у половины блоков. Таким образом, токовая защита нулевой последовательности на блоках с заземлённой нейтралью при применении на блоках с заземлённой нейтралью защиты напряжения нулевой последовательности, как правило, менее чувствительна, чем при применении токовой защиты обратной последовательности. В то же время преимуществом применения защиты напряжения нулевой последовательности является независимость чувствительности защиты от количества заземлённых нейтралей. Согласование по чувствительности токовой защиты нулевой последовательности со специальной защитой, выполняемой с использованием Выдержка времени специальной защиты, предназначенной для отключения блока при его работе с разземлённой нейтралью трансформатора, применяется на ступень меньше выдержки времени токовой защиты нулевой последовательности с грубой уставкой тока срабатывания, предназначенной для отключения блока при работе трансформатора с заземлённой нейтралью:
При таком выборе выдержки времени и коротком замыкании на землю в сети высокого напряжения обеспечивается отключение блоков с незаземлённой нейтралью трансформатора раньше, чем отключаются блоки с заземлённой нейтралью. Чувствительность защиты Чувствительность защиты, рассмотренной в п.2.13.2 и 2.13.3 проверяется при коротких замыканиях на землю в расчётной точке в конце резервируемого участка по выражению: где: Значение коэффициента чувствительности для токовой чувствительной защиты для токовой более грубой защиты, выполняющей функции дальнего резервирования, 2.14 Контроль изоляции на стороне низкого напряжения Рассматриваемая защита предусматривается на энергоблоках с выключателем в цепи генератора. При использовании для контроля реле типа РН-53/60 минимальное напряжение срабатывания составляет: При такой уставке обеспечивается отстройка от напряжения небаланса, обусловленная напряжениями первой и третьей гармоник. Выдержка времени принимается порядка 9 с. 2.15 Защита от перегрузки обмотки статора Защита от симметричной перегрузки выполняется на токовом реле типа РТВК с высоким коэффициентом возврата Ток срабатывания защиты:
где:
Защита действует на сигнал с выдержкой времени 6... 9 с. 2.16 Защита ротора генератора от перегрузки током возбуждения с интегральной зависимой характеристикой выдержки времени Общие положения Защита ротора генератора от перегрузки током возбуждения с интегральной зависимой характеристикой выдержки времени типа РЗР-1М содержит четыре основных органа: входное преобразовательное устройство; · пусковой орган; · сигнальный орган; · интегральный орган. Расчёт уставок защиты сводится к определению уставок срабатывания указанных органов. Входное преобразовательное устройство обеспечивает согласование относительных значений тока в измерительных органах РЗР-1М и в роторе генератора. Пусковой орган Диапазон уставок пускового органа в относительных единицах к току ротора может регулироваться в пределах от 1,05 до 1,25. Пусковой орган имеет коэффициент возврата не менее 0,95. Целесообразно устанавливать Сигнальный орган Диапазон уставок сигнального органа по Интегральный орган Интегральный орган, имеющий две ступени срабатывания, учитывает накопление тепла в роторе при перегрузке и охлаждении ротора после устранения перегрузки. Защита РЗР-1М выпускается в двух исполнениях, отличающихся характеристиками выдержки времени. На блоках с генераторами мощностью 100 Мвт и более принимается к установке первое исполнение с меньшим временем срабатывания защиты. Для турбогенераторов мощностью 63 Мвт принимается второе исполнение защиты. Интегральный орган защиты на турбогенераторах с тиристорным возбуждением выполняется с трёхступенчатым действием: I ступень используется для двухступенчатой разгрузки генератора; II ступень - для действия на его отключение. На турбогенераторах с высокочастотным возбуждением эта защита имеет двухступенчатое действие: I ступень действует на устройство ограничения форсировки; II ступень - на отключение блока. Двухступенчатая разгрузка генератора действует с выдержкой времени первой ступени на развозбуждение генератора через цепи АРВ, а второй - на отключение АРВ. Выдержки времени ступеней защиты, осуществляющих разгрузку, не превышают времени действия по тепловой характеристике генератора и устанавливаются при наладке. Для ступеней интегрального органа, действующих на сигнал и на отключение генератора, в приложении даны характеристики срабатывания на максимальных уставках по времени срабатывания для первого и второго исполнения защиты. Уставки по времени могут плавно снижаться в сторону уменьшения до 0,5 от приведённых значений. В процессе проектирования уставки интегрального органа защиты РЗР-1М не выбираются, а определяются при подключении к генератору. 3.2 Характерные виды отказов устройств релейной защиты В теории надёжности различают три характерных вида отказов аппаратуры (исключая повреждения, вызванные небрежным хранением или эксплуатацией) в области надёжности устройств релейной защиты: * приработочные отказы; * износовые или постепенные отказы; * внезапные отказы. Приработочные отказы, происходящие в начальный период эксплуатации, вызываются недостатками технологии производства и плохим контролем качества изделий при их изготовлении. Для устройств релейной защиты причинами приработочных отказов могут быть также ошибки при монтаже и наладке, некачественное проведение наладки и т.д. Приработочные отказы для аппаратуры непрерывного действия обычно устраняются в процессе приработки, т.е. работы аппаратуры в течение нескольких часов в условиях, близких к эксплуатационным. Для устройств, действующих достаточно редко, период приработки может быть более длительным. По мере выявления и устранения дефектных элементов количество приработочных отказов в единицу времени уменьшается. Износовые или постепенные отказы возникают вследствие процессов износа или старения элементов с течением времени эксплуатации. В устройствах релейной защиты к этим процессам относятся: · высыхание изоляции обмоток; · запыление внутренних элементов реле; · появление налётов на контактных и других поверхностях; · образование нагара и раковин на контактах; · “уход” характеристик реле; · разрегулировка механической части реле; · перегорание проволочных сопротивлений; · изменение ёмкости конденсаторов и т.д. При правильной организации эксплуатации эти отказы в основном могут быть предотвращены своевременной заменой или восстановлением элементов. При этом период замены (восстановления) должен быть меньше среднего периода износа элемента. Если своевременная замена (восстановление) не производится, то с определённого момента количество износовых отказов в единицу времени начинает быстро нарастать, что резко снижает надёжность устройств релейной защиты. Внезапные отказы являются следствием одновременного воздействия на элементы устройства нескольких факторов, каждый из которых не выходит за пределы, установленные нормативно-технической документацией. Совместное воздействие этих факторов в различных сочетаниях приводит к качественно новым условиям работы элементов, при которых возможно скачкообразное изменение значений одного или нескольких заданных параметров объекта. Возникновение таких сочетаний является случайным событием и происходит в произвольные моменты времени. Поэтому внезапные отказы также возникают случайно, подчиняясь общим закономерностям случайных событий. Количество случайных отказов в единицу времени при достаточно большом числе однотипных исследуемых элементов практически постоянно в течение длительного периода. Кроме приработочных, постепенных и внезапных отказов, потеря работоспособности устройства может быть вызвана и повреждениями, которые являются следствием воздействия факторов, выходящих за пределы, установленные нормативно-технической документацией. При этом потеря работоспособности может имеет характер как внезапного, так и постепенного отказа. 3.3 Виды технического обслуживания и периодичность обслуживания устройств релейной защиты Период эксплуатации или срок службы устройства до списания определяется моральным либо физическим износом устройства до такого состояния, когда восстановление его становится нерентабельным. Физический износ устройства не должен являться причиной отказов. Решение о замене устройства или его восстановлении принимается на уровне энергосистемы или энергопредприятия, в ведении которых находятся устройства релейной защиты. В срок службы устройства, начиная с проверки при новом включении, входят, как правило, несколько межремонтных периодов, каждый из которых может быть разбит на характерные с точки зрения надёжности этапы: · период приработки; · период нормальной эксплуатации; · период износа. Устанавливаются следующие виды планового технического обслуживания устройств релейной защиты: · проверка при новом включении (наладка); · первый профилактический контроль; · профилактический контроль, профилактический контроль с заменой ламп; · профилактическое восстановление (ремонт); · тестовый контроль; · опробование; · технический осмотр. Кроме того в процессе эксплуатации могут проводиться следующие виды внепланового технического обслуживания: · внеочередная проверка; · послеаварийная проверка. Периодичность технического обслуживания всех устройств релейной защиты, включая вторичные цепи, измерительные трансформаторы и элементы приводов коммутационных аппаратов, относящиеся к устройствам релейной защиты, должны периодически подвергаться техническому обслуживанию. В зависимости от типа устройств релейной защиты и условий их эксплуатации в части воздействия различных факторов внешней среды цикл технического обслуживания установлен от трёх до восьми лет. Под циклом технического обслуживания понимается период эксплуатации устройств между двумя ближайшими профилактическими восстановлениями, в течение которого в определённой последовательности выполняются установленные виды технического обслуживания. Объём работ при техническом обслуживании устройств релейной защиты для реле контроля синхронизма РН-55 следующий: · проверка регулировки механической части и состояния контактных поверхностей (проводится при новом включении, при первом профилактическом контроле и при профилактическом восстановлении); · проверка полярности обмоток (проводится при новом включении); · проверка угла срабатывания и возврата на рабочей уставке при номинальном напряжении на обмотках (проводится при новом включении, при первом профилактическом контроле и при профилактическом восстановлении); · проверка надёжности работы контактов реле во всём диапазоне (0 - 1800 ) изменения угла между векторами напряжений, действующих на обмотки реле (проводится при новом включении, при первом профилактическом контроле и при профилактическом восстановлении). Реле контроля синхронизма РН-55 устанавливается в релейных щитах станции или подстанции, и по периодичности проведения технического обслуживания попадает в первую категорию устройств релейной защиты на электромеханической элементной базе. Цикл технического обслуживания составляет 8 лет. В цикл технического обслуживания входят следующие мероприятия: · производится наладка и проверка реле перед введением в работу; · через один год работы реле, производится первый профилактический контроль; · через четыре года работы реле, производится второй профилактический контроль; · через восемь лет работы реле, производится профилактическое восстановление По опыту эксплуатации устройств релейной защиты на электромеханической базе, полный срок службы составляет 25 лет. Эксплуатация устройств релейной защиты сверх указанных сроков службы возможна при удовлетворительном состоянии аппаратуры и соединительных проводов этих устройств и при сокращении цикла технического обслуживания. Заключение В данном курсовом проектировании была произведена разработка системы релейной защиты блока генератор-трансформатор электрической станции и анализ ее технического обслуживания. Был выбран необходимый состав системы релейной защиты энергоблока. Были произведены расчеты уставок срабатывания и разобраны схемы подключения выбранных устройств релейной защиты блока генератор-трансформатор. Разработана методика проведения технического обслуживания электромеханического реле в течение всего срока службы. Список использованной литературы 1. Вавин В.Н. Релейная защита блоков генератор-трансформатор. -М.: Энергоиздат, 1982. -253 с. 2. Руководящие указания по релейной защите. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110 - 500 кВ. -Выпуск 13Б. М.: Энергоатомиздат, 1985. - 95 с. 3. Какуевицкий Л.И., Смирнова Т.В. Справочник реле защиты и автоматики. -М.: Энергия, 1972. 343 с. 4. Королёв Е.П., Либерзон Э.М. Расчёты допустимых нагрузок в токовых цепях релейной защиты. -М.: Энергия, 1980.-208 с. 5. Углов А.В. Методические указания по выполнению курсового проектирования по дисциплине «Эксплуатация релейной защиты» для студентов специальности 7.090601 «Электрические станции»: СНИЯЭиП, 60 с. |