(4 оценок, среднее: 4,75 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Расчет аварийных процессов в линии электропередачи Катраси — ТЭЦ-3
Чувашский муниципальный институт им. И.Н. Ульянова
Кафедра ТОЭ
КУРСОВАЯ РАБОТА
Дисциплина: Базы проектирования релейной защиты
Расчет аварийных действий в полосы электропередачи Катраси — ТЭЦ-3
Выполнил: Смирнов А.Г.
Студент гр. ээ-22-00
Проверил: Ефремов В.А.
Чебоксары 2003 г.
Задание
Энергосистема: Чувашэнерго;
Сетевой район: Северные сети;
Подстанция: Катраси 110/10кВ
Линия: ВЛ-110кВ Катраси-ТЭЦ-3
Общая протяженность 43,3 км
Структурная схема ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) Катраси 38,90 ТЭЦ-3
Расположено на /
Расположено на /
Основная линия №1 “Катраси-ТЭЦ-3”
Участки и отпайки полосы
№ уч.
Длина
№ опор
Наименование
Тип опор
Тип троса
1
2
3
4
01
5
6
7
8
02
20,9
10,3
1,45
2,2
0,01
2,2
3,12
0,84
0,05
1-126
126-188
188-195
195-X
X-196
196-207
207-228
228-232
Катраси — Луч
Луч(Оп126) — Оп188
Оп — 188 — Оп — 195
Опора-195 — Новенькая
Новенькая
Новенькая — Опора-196
Оп-196 — Оп-207
Оп-207 — Оп-228
Опора-228 — ТЭЦ-3
Перегрузка ТЭЦ-3
PB110-30
РВ110-30
РВ110-1
РВ110-30
РВ110-1
C-50
0
На всей полосы тип провода АС-150/19, а на участке опора — 228 — ТЭЦ-3 тип провода АС-185/24.
Примечание: `0′ значит, что на данном участке троса нет, поточнее, он изолирован от опор через искровой просвет.
Х неведомые номера опор.
Отпайки и перегрузка «Катраси-ТЭЦ-3»
Наименование отп.(нагр.)
Длина отп.
Трансформатор
Перегрузка
R0/X0 перегрузки
кол-во
S МВА
ток, А
cos
Новенькая
ТЭЦ-3
0,01
0,01
2
0
40/40
0
100
8Е5
0,5
0,5
Разземлена 1,0/5,0
Сопротивление прямой и нулевой последовательности конечной перегрузки:
ZН1 = 0,756+j1,31 Ом;
ZН0 = 1+j5 Ом
Эквивалентная глубина оборотного тока в земле DЗ = 500 м.
Расчет удельных характеристик полосы электропередачи
характеристики Z0 зависят от типа провода (R) и типа опор (X10, B10).
Для провода АС-150/19 имеем
R10 = R200*(1+0.004(t0-200)) = 0.1992(1+0.004(0-20)) = 0.1833 Ом/км,
где t = 0(февраль);
R200 = 0,1992 Ом/км (справочные данные)
Для провода АС-185/24 имеем
R10 = R200*(1+0.004(t0-200)) = 0.157(1+0.004(0-20)) = 0.1444 Ом/км
Удельное индуктивное сопротивление X10 = X20 = X 0 определяются в основном типом опор.
Для РВ110-1 (см. рис.1):
SAB = 2.5+1 = 3.5 м,
C SBC = = 3.35 м,
A lc B SCA = = 3.61 м,
hT Среднее геометрическое расстояние lA lB hC меж проводами:
hA hB dср = = 3,485 м.
Параметр X10 рассчитывается по выражению: (для АС-150/19)
X10 = 0.145Lg(dср/rэ)
Опора одноцепных ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)
0.145Lg(3,485/0,00798) = 0,3828Ом/км,
где эквивалентный радиус провода rэ = 0,95 rп = 0,95(16,8/2) = 7,98мм.
Для РВ110-30 (см. рис.1):
SAB = 3,2-2 = 1,2 м,
SBC = = 4,46 м,
SCA = 19,5-11,5 = 8 м,
Среднее геометрическое расстояние меж проводами:
dср = = 3,498 м.
Параметр X10 рассчитывается по выражению: (для АС-150/19)
X10 = 0.145Lg(dср/rэ) = 0.145Lg(3,498/0,00798) = 0,3830 Ом/км,
где эквивалентный радиус провода rэ = 0,95 rп = 7,98мм.;
для АС-185/24
X10 = 0.145Lg(dср/rэ) = 0.145Lg(3,498/0,0089775) = Ом/км,
где эквивалентный радиус провода rэ = 0,95 rп = 0.95(18.9/2) = 8.9775мм.;
Реактивная емкостная проводимость B10 воздушной лини:
Тип опоры РВ110-1
Для провода АС-150/19:
B10 = 10-5/(1.32*Lg(dср/rп)) = 10-5/(1.32*Lg(3,485/0,0084)) =
= 0,295*10-5См/км;
Тип опоры РВ110-30
Для провода АС-185/24:
B10 = 10-5/(1.32*Lg(dср/rп)) = 10-5/(1.32*Lg(3,498/0,00945)) =
= 0,295*10-5См/км;
Для провода АС-150/19:
B10 = 10-5/(1.32*Lg(dср/rп)) = 10-5/(1.32*Lg(3,498/0,0084)) =
= 0,289*10-5См/км.
Расчет характеристик нулевой последовательности без учета троса и параллельных линий
Удельное активное сопротивление нулевой последовательности определяется по:
R00 = R10+0.15
Для провода АС-150/19
R00 = 0.1833+0.15 = 0.3333 Ом/км,
Для провода АС-185/24 имеем
R00 = 0.1444+0.15 = 0.2944 Ом/км.
Индуктивное сопротивление проводов нулевой последовательности X00
1) для опоры РВ110-30 (для АС-185/24)
rср = = = 0,478м;
X00 = 0.435Lg(dз/rср) = 0,435 Lg(500/0,478) = 1,3131Ом/км;
2) для опоры РВ110-30 (для АС-150/19)
rср = = = 0,468м;
X00 = 0.435Lg(dз/rср) = 0,435 Lg(500/0,468) = 1,3173Ом/км;
3) для опоры РВ110-1 (для АС-150/19)
rср = = = 0,4672м;
X00 = 0.435Lg(dз/rср) = 0,435 Lg(500/0,4672) = 1,3178Ом/км;
dз — эквивалентная глубина возвратимого тока в земле.
1) Z00 = 0.2944+j1,3131 Ом/км;
2) Z00 = 0.3333+j1,3173Ом/км;
3) Z00 = 0.3333+j1,3178Ом/км.
Удельная емкостная проводимость лини B00 нулевой последовательности зависит от подвеса провода относительно земли.
1) для РВ110-30 (для АС-185/24):
di = 2/3*(hA+hB+hC-3sгир) = 2/3*(11,5+15,5+19,5-3*1,23) = 28,54 м,
где sгир = 1,23 м справочные данные;
B00 = 10-5/(3.96*Lg(di/rср)) = 10-5/(3.96*Lg(28,54/4,872)) =
= 0,329*10-5См/км
rср’- средний геометрический радиус системы 3-х проводов полосы
rср’ = = = 4,872м;
2) для РВ110-30 (для АС-150/19):
di = 2/3*(hA+hB+hC-3sгир) = 2/3*(11,5+15,5+19,5-3*1,23) = 28,54 м,
где sгир = 1,23 м справочные данные;
B00 = 10-5/(3.96*Lg(di/rср)) = 10-5/(3.96*Lg(28,54/4,684)) =
= 0,321*10-5См/км
rср’- средний геометрический радиус системы 3-х проводов полосы
rср’ = = = 4,684м;
3) для РВ110-1(для АС-150/19):
di = 2/3*(hA+hB+hC-3sгир) = 2/3*(15,5+15,5+18,5-3*1,23) = 30,54 м,
где sгир = 1,23 м справочные данные;
B00 = 10-5/(3.96*Lg(di/rср)) = 10-5/(3.96*Lg(30,54/4,684)) =
= 0,310*10-5См/км
rср’- средний геометрический радиус системы 3-х проводов полосы
rср’ = = = 4,684 м.
Тросы
Трос учитывается только в схеме нулевой последовательности
Активное сопротивление ”трос-земля”
RТ0 = 0,15+3RТ НОМ(1+0,004(t0-200)) Ом/км.
Для троса С-50 при t0 = 00С и RТ НОМ = 2,73Ом/км получим
RТ0 = 0,15+3*2,73(1+0,004(0-200)) = 7,6848 Ом/км.
Индуктивное сопротивление троса
XТ0 = 0,435Lg(dз/rэ) Ом/км,
где rэ = 0,95 rТ = 0,95*4,6 = 4,37мм; rТ = 9,2/2 = 4,6мм — настоящий радиус троса
XТ0 = 0,435Lg(500/0,00437) = 2,004 Ом/км,
ZТ0 = RТ0+j XТ0 = 7,6848+j2,004 Ом/км.
Сопротивление обоюдной связи меж проводами полосы и тросом
ZП,T0 = 0.15+j0.435 Lg(dз/dП,Т),
где dП,Т — среднее геометрическое расстояние меж проводами и тросом, равное
dП,Т =
Для опоры РВ110-30:
SAT = = 10.4777 м;
SBT = = 7.0527 м;
SCT = = 3.0366 м;
dП,Т = = 6.0767м;
ZП,T0 = 0.15+j0.435 Lg(500/6.0767) = 0.15+j0.8332 Ом/км.
Для опоры РВ110-1:
SAT = = 5.099 м;
SBT = = 5.5902 м;
SCT = = 2.23606 м;
dП,Т = = 3.9946м;
ZП,T0 = 0.15+j0.435 Lg(500/3.9946) = 0.15+j0.9124 Ом/км.
релейный линия сопротивление ток
Сопротивление нулевой последовательности полосы с учетом заземленных тросов
Z0(T) = Z00-( ZП,T0)2/ ZТ0
1) для опоры РВ110-30 (для АС-185/24):
Z0(T) = 0.2944+j1,3131-(0.15+j0.8332)2/(7,6848+j2,004) = 0.3683+j1.2613
Ом/км;
2) для опоры РВ110-30 (для АС-150/19):
Z0(T) = 0.3333+j1,3173-(0.15+j0.8332)2/(7,6848+j2,004) = 0.4072+j1.2655
Ом/км;
3) для опоры РВ110-1(для АС-150/19):
Z0(T) = 0.3333+j1,3178-(0.15+j0.9124)2/(7,6848+j2,004) = 0.4233+j1.2587
Ом/км;
Удельная емкостная проводимость полосы нулевой последовательности с учетом троса
B0(T) = .
1) для опоры РВ110-30 (для АС-185/24):
rТ — радиус троса; rТ = 4,6мм
dптi = (di+2hT)/2 = (28,54+2*21.785)/2 = 36.055 м-среднее расстояние меж проводами фаз А,В,С и зеркальным отражением троса, подвешенного на высоте hT; hT — высота подвеса троса;
rср’ — средний геометрический радиус системы 3-х проводов;
B0(T) = = 0.35177*10-5См/км
2) для опоры РВ110-30 (для АС-150/19):
rТ = 4,6мм
dптi = (di+2hT)/2 = (28,54+2*21.785)/2 = 36.055
B0(T) = = 0.3809 *10-5См/км
3) для опоры РВ110-1 (для АС-150/19):
rТ = 4,6мм
dптi = (di+2hT)/2 = (30.54+2*20.5)/2 = 35.77
B0(T) = = 0.4327*10-5См/км
Расчет сопротивлений прямой и нулевой последовательностей для отпаек
RT = (dPК U2НОМ*10-3)/S2НОМ = 193*1102*10-3/402 = 1.4596 Ом;
XT = uK%/100*UНОМ2/SНОМ = 12.7/100*1102/40 = 38.4175 Ом;
где dPК = 193-потери недлинного замыкания трансформатора, кВт
uK% = 12,7-напряжение недлинного замыкания обмотки, %
RH = (UHH/(IHH))*kTP2*cos = (10*103/(*100)*(110/10)2*0.5 =
3492.969Ом;
XH = (UHH/(IHH))*kTP2*sin = (10*103/(*100)*(110/10)2*0.8660 =
6049,823 Ом;
ZH = 3492.969+j6049,823 Ом,
где kTP = UВН/UНН — коэффициент трансформации трансформатора отпайки,
UНН, IHH — напряжение и ток перегрузки (низшей стороны трансформатора)
UНН = 10 кВ;
IHH = 100 А
UВН — номинальное напряжение ВЛ (UВН = 110)
ZОТП = Z10*L+ZT+ ZH = (0,1992 +j0,3828)*2.2+1.4596+j38.4175+
+3492.969+j6049,823 = 3494.86684+j6089.08266 Ом.
Таблица 1
№ уч-ка
1
2
3
01
4
5
6
7
Длина, км
20.9
10.3
2.45
2.2
2.4
1.5
0.51
5.24
Тип опор
PB110-30
PB110-30
PB110-1
PB110-1
PB110-1
PB110-1
PB110-30
PB110-30
R01,Ом/км
0.1833
0.1833
0.1833
0.1833
0.1833
0.1833
0.1833
0.1444
R00,Ом/км
без троса
с тросом
0.3333
0.4072
0.3333
0.4072
0.3333
0.4233
0.3333
0.4233
0.3333
0.4233
0.3333
0.4233
0.3333
0.4072
0.2944
0.3683
X01,Ом/км
0,3830
0,3830
0,3828
0,3828
0,3828
0,3828
0,3830
0.3756
X00,Ом/км
без троса
с тросом
1,3173
1.2655
1,3173
1.2655
1,3178
1.2587
1,3178
1.2587
1,3178
1.2587
1,3178
1.2587
1,3173
1.2655
1,3131
1.2613
B01*10-5, См/км
0,289
0,289
0,295
0,295
0,295
0,295
0,289
0,295
B00*10-5, См/км
без троса
с тросом
0,321
0.3809
0,321
0.3809
0,310
0.4327
0,310
0.4327
0,310
0.4327
0,310
0.4327
0,321
0.3809
0,329
0.35177
Сопр.нагр. Zн, Ом
0
0
0
3494.867+
+j6089.083
0
0
0
0
Средние значения: R00 = 0,41039 Ом/км;
X00 = 1,26157 Ом/км;
B00*10-5 = 0,40316 Ом/км.
Расчет аварийного наибольшего режима при однофазном КЗ
Точка КЗ
Токи и напряжения в месте кз *103
1
1
1,4310
-89,7
1,4232
-87,3
1,5112
-86,3
4,364
-87,7
0,0589
-30,5
0,1495
-63,3
61,298
-1,14
28,514
-177,5
22,698
-178,2
10,595
-17,4
86,559
-116,8
87,478
116,5
2
20
0,6600
-82,9
0,6609
-77,6
0,7765
-76,3
2,0948
-78,8
0,0826
-38,9
0,1758
-62,7
76,873
-2,1
13,242
-167,9
11,665
-168,2
53,048
-8,58
88,682
-119,2
89,353
119,0
3
42,3
0,378
-82,3
0,382
-73,1
0,552
-72,5
1,3081
-75,5
0,1299
-53,7
0,2281
-65,9
82,475
-1,5
7,648
-163,4
8,297
-164,4
67,447
-5,6
90,151
-120,4
90,068
120,4
Расчет аварийного наибольшего режима при однофазном КЗ (при сопротивлении дуги 20 0м)
Точка КЗ
Токи и напряжения в месте кз *103
1
1
0.8607
-43.3
0.9039
-40.6
0.959
-39.7
2.7222
-33.97
0.0850
19.9
0.1115
-41.9
79.130
-9.95
18.080
-130.9
14.392
-131.6
68.197
-33.9
86.121
-119.7
91.209
117.85
2
20
0.4647
-51.9
0.503
-46.5
0.5898
-45.1
1.5552
-47.6
0.0984
-0.6
0.1455
-46.00
82.734
-4.8
10.056
-136.8
8.861
-137.0
71.439
-16.1
88.618
-119.8
90.093
119.3
3
42.3
0.2667
-53.1
0.3054
-43.9
0.4410
-43.3
1.011
-46.0
0.135
-16.4
0.1938
-47.0
85.629
-2.93
6.109
-134.2
6.627
135.2
77.730
-9.9
90.247
-120.2
89.746
120.3
Расчет аварийного наибольшего режима при двухфазном КЗ
Точка КЗ
Токи и напряжения в месте кз *103
1
1
1,9921
-89,3
1,9920
-21,6
0,0002
0,0
3,4199
-58,4
3,4800
121,6
0,0596
-58,4
49,978
-1,72
39,845
-117,9
0,0024
0,0
48,284
-49,5
43,191
-71,7
89,774
120,0
2
20
0,9446
-81,9
0,9533
-18,4
0,0003
0,0
1,6130
-50,0
1,673
129,7
0,0593
-58,5
71,170
-3,0
19,075
-108,6
0,002
0,0
68,546
-18,6
59,409
-109,8
89,774
120,0
3
42,3
0,5783
-80,1
0,5902
-14,4
0,0003
0,0
0,9812
-46,9
1,0402
132,4
0,0592
-58,7
78,447
-2,3
11,808
-104,7
0,0013
0,0
76,783
-10,9
70,180
-115,8
89,774
120,0
Расчет аварийного наибольшего режима при двухфазном КЗ (при сопротивлении дуги 20 0м)
Точка КЗ
Токи и напряжения в месте кз *103
1
1
1,6820
-62,1
1,7093
-0,3
0,0002
0,0
2,9099
-30,9
2,9634
148,6
0,0596
-58,4
62,309
-15,7
34,196
-90,6
0,0017
0,0
78,502
-40,5
30,550
-118,9
89,774
120,0
2
20
0,8357
-64,8
0,8614
-1,1
0,0002
0,0
1,4420
-32,4
1,4961
146,6
0,0593
-58,5
75,093
-6,3
17,238
-91,4
0,002
0,0
78,472
-19,0
59,927
-119,3
89,774
120,0
3
42.3
0,5144
-63,2
0,5427
2,5
0,0003
0,0
0,8879
-29,4
0,9409
148,8
0,0592
-58,7
80,792
-4,1
10,861
-87,8
0,0008
0,0
82,695
-11,6
70,979
-120,6
89,774
120,0
Расчет аварийного наибольшего режима при трехфазном КЗ
Точка КЗ
Токи и напряжения в месте кз *103
1
1
3,9839
-88,4
0,0001
0,0
0,0001
0,0
3,9839
-88,4
3,9840
151,6
3,9838
31,6
10,563
-16,5
0,002
0,0
0,001
0,0
10,561
-16,5
10,565
-136,5
10,562
103,5
2
20
1,8973
-80,1
0,0001
0,0
0,0001
0,0
1,8975
-80,1
1,8972
159,9
1,8973
39,9
52,903
-8,17
0,0016
0,0
0,0019
0,0
52,905
-8,2
52,903
-128,2
52,901
111,8
3
42.3
1,1670
-77,2
0,0002
0,0
0,0001
0,0
1,1668
-77,2
1,1671
162,8
1,1669
42,8
67,284
-5,3
0,0004
0,0
0,0010
0,0
67,283
-5,3
67,285
-125,3
67,283
114,7
Расчет аварийного наибольшего режима при трехфазном КЗ (при сопротивлении дуги 20 0м)
Точка КЗ
Токи и напряжения в месте кз *103
1
1
2,5901
-43,5
0,0001
0,0
0,0001
0,0
2,5899
-43,6
2,5902
-163,5
2,5900
76,5
66,301
-35,6
0,0019
0,0
0,0013
0,0
66,303
-35,6
66,303
-155,6
66,299
84,4
2
20
0,0595
-178,6
0,0001
0,0
0,0001
0,0
0,0593
-178,5
0,0596
61,5
0,0594
-58,6
89,775
0,0
0,0017
0,0
0,0008
0,0
89,774
0,0
89,774
-120,0
89,777
120
3
42.3
0,9015
-46,8
0,0001
0,0
0,0001
0,0
0,9016
-46,8
0,9016
-166,8
0,9016
73,2
77,756
-10,0
0,0017
0,0
0,0011
0,0
77,754
-10,0
77,756
-130,0
77,758
110,0
Расчет аварийного наибольшего режима при двухфазном КЗ на землю
Точка КЗ
Токи и напряжения в месте кз *103
1
1
2,7610
-88,6
1,2229
-28,0
1,6317
-146,0
4,2522
-92,8
4,1527
156,9
0,1284
-104,3
34,660
-3,7
24,469
-118,3
24,493
122,1
10,435
-17,1
10,721
-136,8
83,523
119,6
2
20
1,2891
-80,6
0,6084
-19,2
0,8102
-135,6
2,0495
-84,2
1,9600
165,7
0,1527
-106,4
64,556
-4,7
12,175
-109,5
12,168
132,5
52,636
-8,5
53,325
-128,2
88,187
119,7
3
42.3
0,7628
-78,1
0,4046
-15,5
0,5367
-131,3
1,2724
-81,3
1,2021
169,2
0,1927
-112,9
74,966
-3,3
8,099
-105,8
8,065
136,8
67,084
-5,6
67,645
125,4
90,417
120,0
Расчет аварийного наибольшего режима при двухфазном КЗ на землю (при сопротивлении дуги 20 0м)
Точка КЗ
Токи и напряжения в месте кз *103
1
1
2,1189
-82,3
1,8405
-35,3
0,5941
-81,7
4,2359
-63,2
2,7016
129,0
0,0948
-61,4
48,234
-7,4
37,812
-125,6
8,918
-173,6
41,971
-66,2
42,705
-91,2
89,006
118,6
2
20
1,0635
-74,2
0,8469
-27,7
0,4236
-87,7
2,1220
-60,11
1,2513
146,9
0,1206
-69,5
69,647
-5,7
16,946
-117,9
6,362
-179,6
59,210
-21,7
63,556
-118,2
89,386
119,5
3
42.3
0,6510
-72,4
0,5214
-23,3
0,3179
-86,8
1,3378
-58,8
0,7595
153,4
0,1534
-75,4
77,529
-3,8
10,433
-113,5
4,775
-178,7
69,993
-12,2
73,650
-120,6
90,021
120,2
Осциллограмма и векторная диаграмма при однофазном КЗ: предыдущий режим
аварийный режим (фазные величины)
аварийный режим (симметричные составляющие)
режим отключения выключателя
установившийся режим
Расчет токовой защиты нулевой последовательности
Измерительные органы ТНЗНП — реле тока нулевой последовательности в I-IV ступенях защиты. Расчет уставок производим в согласовании с советами.
Расчет I ступени
ток срабатывания выбирается из условия:
отстройки от тока замыкания в конце полосы:
,
где kотс = 1,3…1,5 — коэффициент отстройки.
либо отстройки от тройного тока нулевой последовательности при неодновременном включении фаз выключателя:
ток срабатывания определяем по первому условию, потому что считаем, что выключатели с трёхфазным приводом управления.
I0 = 1,5112L-86,3 к A
6,11955 кA
чувствительность проверяем при K(1) сначала полосы:
I0 = 1,5112L-86,3 к A
Требуемый уровень чувствительности не обеспечивается, хотя довольно большая величина. Это разъясняется тем, что сопротивление полосы относительно сопротивлений связи с источниками эдс не достаточно.
II ступень
ток срабатывания определяется из критерий:
1) согласования с I ступенью защиты предшествующей полосы:
;
2) отстройки от тройного тока нулевой последовательности в защите в неполнофазном режиме в цикле ОАПВ.
В нашем случае меж предшествующей линией и нашей стоит автотрансформатор. Потому 2-ой ступенью защитим автотрансформатор.
ток срабатывания при K(1).
;
Проверяем чувствительность устройства при K(1) на высоковольтной стороне автотрансформатора в наименьшем режиме.
III ступень
Применяется в вариантах неудовлетворительной чувствительности II ступени.
чувствительность 2-ой ступени оказалась недостаточной.
Потому определим ток срабатывания исходя из требуемого коэффициента чувствительности при однофазном КЗ в конце зоны.
;
время срабатывания определяется из условия отстройки от tс.з крайних ступеней защиты трансформатора:
;
где Дt = 0,5 c — ступень селективности.
IV ступень
ток срабатывания отстраивается от тока небаланса в нулевом проводе ТТ при трехфазных КЗ за автотрансформатором. Расчетный режим — K(3) в узле 2.
,
где kотс = 1,25; kпер = 2, при и kпер = 1, при — учитывает повышение тока небаланса в переходном режиме;
kнб = 0,05 при Iрасч = (2…3) Iном.Т, при , kнб = 0,05…1 — коэффициент небаланса, зависящий от кратности расчетного тока к номинальному току ТТ.
При трехфазном КЗ за автотрансформатором
Коэффициент чувствительности проверяем при K(1) в конце зоны резервирования (т.е. за автотрансформатором)
Перечень использованной литературы:
1. Релейная защита, 3-е издание, переработанное и дополненное М., издательство «Энергия», 1967. 760 стр.
2. наблюдение аварийных действий в полосы электропередачи, варианты заданий на курсовую работу М., Чебоксары 1997.
3. Правила устройства электроустановок, 4-е издание, М., издательство «Энергия», 1965.
]]>