Проектирование подстанции 110/10 кВ мощностью 50 МВА для района Подмосковья

К установке принимается высокочастотный заградитель типа ВЗ-630-0,5У1, данные выбора высокочастотного заградителя и расчетные данные линии сводятся в таблицу.

Таблица 5.14

Параметры ВЧЗ и расчётные величины

Параметры ВЧЗ	Соотношение	Расчётные величины
	=
630 А	>
	>	13,8
16 кА	>

5.10 Выбор токопровода

Выберем токопровод открытого распределительного устройства 110 кВ.

Для начала определяем экономически выгодное сечение токопровода (материал - алюминий):

где - экономическая плотность тока (принимаем =1 А/мм²);

- рабочий ток нормального режима.

Выберем в качестве проводника провод АС-240.

Условие выбора по продолжительному нагреву:

где - максимальный рабочий ток токопровода.

Проверка по электродинамической стойкости:

Для обеспечения электродинамической стойкости шинопровода при токах короткого замыкания расчетное напряжение не должно превосходить допустимого напряжения _.

Для алюминия =70 мПа.

где - ударный ток короткого замыкания, кА;

= 5,56 кА;

a - расстояние между фазами, м;

а =1,5 м;

l - длина пролета токопровода, м;

l = 15;

= 10;

W - момент сопротивления поперечного сечения, м³;

где - диаметр проводника, м;

= 24 мм.

Таким образом, выбранный токопровод АС-240 допускается для ошиновки ОРУ 110 кВ.

Выберем токопровод, по которому электроэнергия передается от трансформатора 110/10 кВ в КРУН - 10 кВ по такой же методике.

Определим экономически выгодное сечение токопровода (материал - алюминий):

Выбираем токопровод 4АС-550.

Условие выбора по продолжительному нагреву:

Выберем в качестве проводника АС-550.

Пусть на каждую фазу токопровода идут 4 линии АС - 550, таким образом, токопровод будет представлять собой линию 4АС-550.

Проверка по электродинамической стойкости:

Для обеспечения электродинамической стойкости шинопровода при токах короткого замыкания расчетное напряжение не должно превосходить допустимого напряжения

Для алюминия 70 мПа.

Так как в нашем случае на каждую фазу идет четыре линии, то возникают электродинамические силы двух видов: усилие от взаимодействия токов различных фаз и усилие от взаимодействия токов в проводниках одной фазы:

где - напряжение на шине в результате взаимодействия токов различных фаз;

- напряжение в проводниках одной фазы.

= 26,7 кА;

а = 1,5 м;

l = 15;

= 10;

W - момент сопротивления поперечного сечения, м^3;

где d = 32,5 мм.

где - сила взаимодействия между проводниками одной фазы на 1м длины.

где - расстояние между проводниками одной фазы, м; = 0,15 м.

Таким образом, выбираем токопровод 4АС-550 для соединения выводов трансформаторов с шинами КРУН-10 кВ.

Выбираем сборные шины в КРУН-10 кВ.

Сечение сборных шин выбирают по:

- допустимому нагреву, исходя из токовой нагрузки в утяжеленном режиме;

- по термической стойкости;

- по электродинамической стойкости.

Расчетный ток на шинах 10 кВ:

Выбираем алюминиевые шины сечение 110х10 мм².

Проверка по допустимому нагреву:

Минимальное сечение шинопровода по термической стойкости:

где- установившийся ток к.з., А;

- приведенное время к.з., с;

- коэффициент, для алюминия С=92.

=0,05+0,046=0,096 с.

=11,3 кА=11300 А.

По электродинамической стойкости шины выбирают исходя из условия:

где - максимальный изгибающий момент, Н*м;

- момент сопротивления сечения шин, м³.

где - сила взаимодействия между проводниками при протекании по ним ударного тока к.з., Н; l - расстояние между изоляторами, l=1м; = 10.

Где a - расстояние между фазами, а=0,15 м;

- коэффициент формы, =0,35;

- ударный ток короткого замыкания = 26,7 кА.

Пусть шины расположены друг к другу узкими сторонами:

b = 10мм=10*10^-3 м;

h = 110мм=110*10^-2 м;

Наибольшее допустимое при изгибе напряжение не должно превышать для алюминия 70 мПа.

Найдем частоту собственных колебаний шин:

где - модуль упругости материала шин, для алюминия Е=7*10¹⁰ Па;

- момент инерции поперечного сечения шин, м⁴;

- (при расположении шин друг к другу узкими сторонами);

m - масса одного погонного метра шины, кг/м.

Следовательно, явление резонанса не учитывается.

Таким образом, алюминиевые шины прямоугольного сечения 110х10 мм² удовлетворяют необходимым условиям.

5.11 Выбор изоляторов

Для крепления токоведущих частей и установки оборудования на ПС используются опорные подвесные и проходные изоляторы.

Выбор опорных изоляторов в КРУН 10 кВ, предназначенные для крепления шин и их безопасного обслуживания. Изоляторы, выбираются по следующим условиям:

1. Род установки:

2. Допустимая механическая нагрузка:

Расчетная нагрузка на изолятор определяется по формуле:

где - расстояние между изоляторами в пролете, =1м;

- расстояние между фазами, =0,15 м;

- ударный ток короткого замыкания, = 26,7 кА

Выбираем изолятор для внутренней установки: ИОР-10-30 УХЛ2:

Выбранный изолятор удовлетворяет условиям. Высота изолятора 150 мм.

Выбор опорных изоляторов 110 кВ для ОРУ.Рассчитаем нагрузку на изолятор:

= 15м;

= 1,5 м;

= 5,56 кА

Выбираем изолятор для наружной установки: ОСК 10-110-В-4 УХЛ1:

Выбранный изолятор удовлетворяет условиям. Высота изолятора 1050 мм.

В качестве подвесных изоляторов для ОРУ 110 кВ используем изолятор ПС6-Б, количеством в гирлянде 9 штук.

5.12 Выбор аккумуляторной батареи

В соответствии с [1], для получения постоянного оперативного тока на ПС 110 кВ будет установлен один комплект аккумуляторной батареи (АБ) стационарной установки закрытого типа с жидким и экологически чистым диэлектриком, исключающими выделение водорода в режиме зарядки и исключающие содержание ядовитых ПХБ (полихлорированные бифенилы).

Постоянный оперативный ток должен обеспечивать рабочее и резервное питание следующих основных электроприемников:

- устройств РЗА;

- устройств управления и приводов высоковольтных выключателей;

- устройств сигнализации;

- устройств противоаварийной автоматики;

- устройств коммерческого учета электроэнергии;

- устройств связи, обеспечивающих передачу сигналов РЗА;

- приводов автоматических вводных и секционных выключателей щитов собственных нужд (ЩСН) напряжением 0,4 кВ.

В соответствии с [2], на ПС будут установлены АБ типа Groe. Емкость АБ сможет обеспечивать питанием всех потребителей оперативного тока в течение не менее 3 часов при отключенном зарядно-подзарядном устройстве (ЗПУ).

Выбираю АБ типа Groe модели SGL 31D с номинальной емкостью С_НОМ =400 (А? час). Характеристика данного вида батарей представлена в таблиц 5.15.

Таблица 5.15

Технические характеристики АБ

Тип АБ	Groe (серия SGL-SGH)
Модель АБ	SGL 33D
Обозначение по стандарту DIN 40738	16 GroE 400
Номинальная емкость при 20 °С	400 А? час
Номинальное напряжение АБ	220 В
Количество элементов в АБ	110 шт.
Номинальное напряжение на одном элементе	2 В
Рекомендуемое напряжение на одном элементе в режиме постоянного подзаряда АБ	2,23 В
Электролит	Раствор серной кислоты
Производитель:	«FIAMM» (Италия)

В качестве распределительного шкафа постоянного тока принимаем разработку фирмы «Технокомплект» г.Дубна - АУОТ-М2-УХЛ4.

Аппарат предназначен:

для обеспечения потребителей стабилизированным постоянным напряжением;

для заряда и подзаряда аккумуляторных батарей, подключаемых отдельно или в буферном режиме с нагрузкой;

для контроля подключения аккумуляторных батарей.

Аппарат состоит из собственно аппарата (шкаф) и шкафа распределительного (ШР).

Аппарат может поставляться совмещенным с ШР, отдельным ШР или без него. Возможна поставка настенного исполнения или с установкой на подставке.

Характеристика шкафа представлена в таблице 5.16.

понизительный подстанция высоковольтный трансформатор

Таблица 5.16

Характеристика шкафа постоянного тока

Вариант исполнения аппарата	Максимальный выходной ток при работе одного силового блока (при параллельной работе силовых блоков*), А	Максимальная выходная мощность при работе одного силового блока (при параллельной работе силовых блоков*), кВт	Диапазон регулирования выходного напряжения B	Количество элементов аккумуляторной батареи при номинальном напряжении на выходе аппарата, шт.
АУОТ-М2-20-220-УХЛ4	24 (40*)	6 (10*)	150 - 250	110

5.13 Релейная защита и автоматика

При эксплуатации энергетического оборудования и электрических сетей неизбежны их повреждения и не нормальные режимы. Наиболее опасными являются короткие замыкания, повреждения изоляции и перегрузки.

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 в месте КЗ возникает электрическая дуга, термическое действие которой приводит к разрушениям токоведущих частей, изоляторов и электрических аппаратов. При КЗ к месту повреждения подходят большие токи (токи КЗ), измеряемые тысячами ампер, которые перегревают неповрежденные токоведущие части и могут вызвать дополнительные повреждения, т. е. развитие аварии. Одновременно в сети, электрически связанной с местом повреждения, происходит глубокое понижение напряжения, что может привести к остановке электродвигателей и нарушению параллельной работы генераторов.

Обычно развитие аварий может быть предотвращено быстрым отключением поврежденного участка электрической установки или сети при помощи специальных автоматических устройств, действующих на отключение выключателей, и получивших название релейная защита.

При отключении выключателей поврежденного элемента гаснет электрическая дуга в месте КЗ, прекращается прохождение тока КЗ и восстанавливается нормальное напряжение на неповрежденной части электрической установки или сети. Благодаря этому минимизируются, или даже совсем предотвращаются повреждения оборудования, на котором возникло КЗ, а также восстанавливается нормальная работа неповрежденного оборудования.

Таким образом, основным назначением релейной защиты является выявление места возникновения КЗ и быстрое автоматическое отключение выключателей поврежденного оборудования или участка сети от остальной неповрежденной части электрической установки или сети.

К релейной защите предъявляются такие основные требования:

- быстродействие;

- селективность;

- чувствительность;

- надежность.

Кроме повреждений электрического оборудования могут возникать такие нарушения нормальных режимов работы, как перегрузка, замыкание на землю одной фазы в сети с изолированной нейтралью, выделение газа в результате разложения масла в трансформаторе, или понижение уровня масла в его расширителе и др.

В указанных случаях нет необходимости немедленного отключения оборудования, так как эти явления не представляют непосредственной опасности для оборудования и могут самоустраниться. Поэтому при нарушении нормального режима работы на подстанциях с постоянным обслуживающим персоналом, как правило, достаточно дать предупредительный сигнал персоналу подстанции. На подстанциях без постоянного обслуживающего персонала и в отдельных случаях на подстанциях с постоянным обслуживающим персоналом производится отключение оборудования, но обязательно с выдержкой времени.

Таким образом, вторым назначением релейной защиты является выявление нарушений нормальных режимов работы оборудования, которые могут привести к аварии, и подача предупредительных сигналов обслуживающему персоналу, или отключение оборудования с выдержкой времени.

Согласно требованием ПТЭ, силовое оборудование электростанций, подстанций и электрических сетей должно быть защищено от коротких замыканий и нарушений нормальных режимов работы устройствами релейной защиты и электроавтоматики. Устройства РЗА должны быть постоянно включены, кроме устройств, которые должны выводиться из работы в соответствии с назначением и принципом действия, режимом работы энергосистемы и условиями селективности. Устройства аварийной и предупредительной сигнализации должны быть всегда готовы к действию.

Под устройством релейной защиты подразумевается совокупность реле, приборов и вспомогательных элементов, которые при возникновении повреждений и ненормальных режимов работы оборудования должны действовать на его отключение или на сигнал.

В 70 годах прошлого века широкое распространение получила релейная защита и автоматика на переменном оперативном токе, релейно-контакторного типа. Доля же на постоянном оперативном токе была не велика, ввиду большой дороговизны аккумуляторных батарей.

Для выполнения релейной защиты на переменном оперативном токе применялась специальная релейная аппаратура:

1. Реле максимального тока типов РТ-85, РТ-86 и РТ-95 применялись в схемах максимальной токовой защиты электрооборудования и линий электропередачи.

2. Реле промежуточных типов РП- 321 и РП- 341 предназначены для непосредственного включения во вторичные цепи трансформаторов тока и управляются контактами основных реле защиты, выполняемой на переменном оперативном токе.

3. Реле времени с синхронным микродвигателем РВМ-12 и РВМ-13 предназначены для создания выдержки времени в различных схемах релейной защиты, выполняемых на переменном оперативном токе.

4. Реле времени типов ЭВ-215 - ЭВ-245 применяются в схемах релейной защиты с дешунтированием электромагнитов отключения, а также в других схемах защиты и электроавтоматики на переменном оперативном токе.

5. Реле промежуточные типов РП-25 и РП-311 предназначены для применения в цепях переменного напряжения в схемах релейной защиты и автоматики в качестве вспомогательных реле.

6. Реле промежуточные двухпозиционные типа РП-9 и РП-12 предназначаются для применения в цепях переменного тока в качестве вспомогательных реле.

В настоящее время происходит повсеместная замена релейно-контакторного оборудования электрических подстанций на микропроцессорное, и перевод на оперативный источник питания постоянного тока.

Выбор защит фидеров

Для защиты отходящего фидера применяем микропроцессорный блок

F 650 фирмы GE Multilin. F 650 - это устройство для защиты, управления, контроля, измерения и регистрации, подходящее для различных применений, таких как основная защита линии передачи распределения и резервная защита трансформаторов, шин, батарей конденсаторов и т.п.

F 650 составляет последовательность блоков, объединенных для выполнения функций защиты и управления. Прежде всего, F 650 включает в себя трансформаторов переменного тока для измерений ток и напряжения. Эти измерения, переведенные в цифровую форму, посылаются в процессор цифровых сигналов (ПЦС), который выполняет измерительные функции.

Основной процессор выполняет функции защиты, управления и связи и состоит из двух внутренних процессоров: одного - для общего применения, и второго - предназначенного для осуществления связи.

Терминал F 650 включает в себя следующие основные функции:

1. Максимальная токовая защита (МТЗ) - отключает фидер при превышении тока уставки с выдержкой времени. Токовая отсечка отключает фидер без выдержки времени при появлении в сети больших токов короткого замыкания. Ускорение МТЗ автоматически вводится при включении выключателя и после работы АПВ на время 0,5с., при этом время МТЗ уменьшается до 0 с;

2. Токовая отсечка (ТО) от междуфазных КЗ и замыканий на землю;

3. Защита от снижения и повышения напряжения нулевой последовательности;

4. Защита от тепловой перегрузки;

5. Защита от замыканий на землю (на ВЛ может работать на сигнал, на

КЛ на отключение). На данном терминале реализуем функцию включения фидера от ЧАПВ, а также функции УРОВ (устройство резервирования отказа выключателя) - то есть, при отказе выключателя отходящего фидера идет сигнал на отключение выключателя ввода 10 кВ и секционного выключателя;

6. Кроме того, на предложенном терминале возможно реализовать логическую защиту шин (ЛЗШ). ЛЗШ работает следующим образом: при КЗ на отходящей линии запускается защита этой линии и, возможно, защита ввода 10 кВ. При этом МТЗ фидера и ввода работают с заданными временными уставками. Если запускается защита ввода 10 кВ, а ни одна из защит фидеров не запустилась, то выдержка времени МТЗ ввода 10 кВ снижается до 0,25 с;

Терминал F 650 предусматривает измерение следующих параметров:

- токи фаз;

- напряжения фаз, линейные напряжения;

- мощность активная, реактивная и полная;

- энергия, частота, cos;

- расстояние до места КЗ.

Преимущества предложенной схемы:

1. Нагрузка токовых цепей значительно меньше;

2. Возможность реализации УРОВ;

3. Логическая защита шин;

4. Аппаратная часть сокращена до одного блока, вместо электромеханических реле, каждое из которых может нести опасность отказа;

5. Возможность самодиагностики значительно повышает надежность работы.

Выбор защит вводов 10 кВ

Для защиты вводов 10 кВ применим терминал REF 543 BM BAAA. Улучшенные технические показатели терминалов REF 543 являются результатом использования преимуществ многопроцессорной архитектуры. Цифровой сигнальный процессор в сочетании с мощным центральным процессором и раздельные входы/выходы в значительной степени упрощают выполнение параллельных действий, сокращают время и повышают точность срабатывания. Интерфейс человек - машина, снабженный жидкокристаллическим дисплеем, позволяет отображать различную информацию, что делает использование терминалов защиты REF 543 на месте простым и безопасным.

Терминал защиты включает широкий диапазон функций реле:

- функции защиты;

- функции измерения;

- функции управления;

- функции мониторинга состояния;

- функции связи.

Функциональные блоки защиты:

- трехфазная трехступенчатая ненаправленная максимальная защита;

- ненаправленная трехступенчатая защита от замыканий на землю;

- защита от обрыва фаз;

- трехфазная двухступенчатая защита максимального напряжения;

- трехступенчатая защита максимального напряжения нулевой последовательности;

- трехфазная двухступенчатая защита минимального напряжения;

- выявление броска тока намагничивания трансформатора и броска

пускового тока двигателя;

- функция АПВ, - до 5 циклов АПВ выключателей, УРОВ;

- защита от понижения и повышения частоты, 5 ступеней;

- функция трехфазной трехступенчатой ненаправленной максимальной токовой защиты;

- функция контроля синхронизма/напряжения ступень 1 и ступень 2;

- трехфазная тепловая защита для кабелей;

Функции измерения включает измерение трехфазных токов, тока нейтрали трехфазного напряжения, напряжения нулевой последовательности, частоты, активной и реактивной мощности, а также коэффициента мощности.

Выбор защит секционного выключателя

В качестве защиты секционного выключателя 10 кВ применим терминал REF 543 GM 127 BAAA. Терминалом осуществляются такие же функции что и терминалом REF 543 ВМ 129 BAAA: трехфазная трехступенчатая ненаправленная максимальная защита, ненаправленная трехступенчатая защита от замыканий на землю, защита от обрыва фаз, трехфазная двухступенчатая защита максимального напряжения, трехступенчатая защита максимального напряжения нулевой последовательности.

Помимо вышеперечисленных функций терминалом REF 543 осуществляется алгоритм автоматического ввода резерва (АВР) и автоматического восстановления первоначальной схемы.

Выбор защит шин 10кВ

Для выполнения полноценной защиты секций шин 10 кВ устанавливается терминал REF 543 BM 129 BAAA, в котором реализованы следующие функции:

1. Автоматическое и оперативное управление выключателями с учетом всех необходимых блокировок;

2. Диагностика выключателей;

3. Резервные защиты шин 10кВ, выполненные в виде трехфазной МТЗ

(уставки по току срабатывания МТЗ на выводах и соответствующем СВВк 10 кВ должны быть одинаковыми и отличатся только по времени на ступень селективности);

4. Устройство резервирования отказа выключателей (УРОВ).

5. Защита от дуговых замыканий (ЗДЗ) реализована волоконно-оптическим устройством ОВОД, обеспечивающим мониторинг состояния оптоэлектронного тракта. Применение такого метода построения защиты позволяет быстро определять место повреждения и сделать более селективной и гибкой логику работы устройства дуговой защиты совместно с РЗА распределительного устройства.

Основные функции токовой защиты шин ПУМА 3342:

- защита при междуфазных КЗ на шинах;

- защита при двойных замыканиях на землю когда одна точка замыкания

находится на шинах, а вторая на линии;

- резервирование отказа защиты линии или их выключателей.

Резервные функции токовой защиты шин ПУМА 3342:

- пофазная индикация текущих значений токов всех присоединений и дифференциальных токов фаз;

- местный и дистанционный ввод, хранение и отображение уставок;

- индикация с помощью светодиодов факта срабатывания защиты или ее неисправности;

- регистрация работы защиты на семь последних повреждений, информация о виде повреждения;

- непрерывная диагностика исправности и сигнализация о неисправности;

- организация локальной сети.

Выбор защит трансформатора

Для основной защиты трансформаторов Т-1 и Т-2 применим:

1. Дифференциальную токовую защиту - от внутренних междуфазных КЗ. Область действия защиты ограничена установкой применяемых трансформаторов тока. Защита реализована в терминале RET 316*4v (функция Diff). Терминал подключен к ТТ и при повреждениях на выводах и при внутренних повреждениях, происходит изменение тока, терминал фиксирует изменение и отключает трансформатор со всех сторон.

2. Газовую защиту - от всех видов внутренних повреждений. Защита выполнена с возможностью перевода отключающего контакта на сигнал. Газовая защита имеет отдельный автомат оперативного питания, что позволяет выполнить действие отключающей ступени через два терминала (RET, REF) с соответствующей сигнализацией действия. Газовое реле выполнено на основе «РЕЛЕ БУХГАЛЬЦА», срабатывающего при изменении уровня масла.

В качестве резервной защиты установим:

1. Максимальную токовую защиту - от внешних многофазных КЗ на стороне 110 кВ;

2. Максимальную токовую защиту - от внешних многофазных КЗ на стороне 10 кВ, реализованную терминалом REF 543 BM 129 BAAA;

3. Максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой с действием на сигнал;

4. Обдувка трансформатора;

5. В качестве защиты силовых трансформаторов в случае короткого замыкания на подстанции с отказом коммутационной аппаратуры или релейной защиты, при потере оперативного тока на подстанции или по другим причинам, предусматривается независимая защита трансформатора «ПУМА 3431».

Независимая защита трансформатора, далее защита, предназначена для защиты силовых трансформаторов, оборудованных со стороны источника питания выключателем или разъединителем в случае короткого замыкания на подстанции с отказом коммутационной аппаратуры или релейной защиты, при потере оперативного тока на подстанции или по другим причинам.

Помимо выше указанных защит терминал RET 316*4v осуществляет резервную защиту от внешних многофазных КЗ, выполненную виде трехфазной.

МТЗ со стороны 110 кВ. Так же предусмотрена токовая защита от перегрузки с действием на сигнал и пуск охлаждения. Терминалом осуществляется сбор информации по диагностике трансформатора с выдачей соответствующей светодиодной информации и предупреждений, а именно:

- контроль понижения масла в РПН и в баке трансформатора;

- контроль повышения температуры масла трансформатора с пуском системы охлаждения.

При пуске системы охлаждения терминал определенное время дожидается реакции магнитного пускателя двигателей вентиляторов охлаждения, и в случае отсутствия отклика вырабатывается сигнал о неисправности системы охлаждения.

При повреждениях в отсеках выключателя или кабеля ячейки 10 кВ терминал осуществляет отключение трансформатора с контролем тока по стороне 110 кВ.

Все предусмотренные терминалом защиты, за исключением сигнальных, действуют на отключение выключателей трансформатора Т-1 и Т-2.

Выбор защит шин 110 кВ

На ПС 110/10 кВ «Московские Водники» предусматриваются дифференциальная защита шин 110 кВ, выполненные с использованием цифровых терминалов типа RED521. Защита шин 110 кВ выполнена с использованием типового шкафа защиты шин ШЭЗШ1222, в котором установлено три терминала защиты шин RED521, по одному на фазу.

Гибкая и настраиваемая логика терминала RED521 позволяет без переключения токовых цепей переводить нагрузку с одной секции шин 110 кВ на другую.

Терминалы RED521 имеют высокое быстродействие (до 10 мс), достаточную точность измерения и обеспечивают функцию обнаружения разрыва цепей между трансформаторами тока и терминалом.

Выбор защиты и автоматики ВЛ 110 кВ

Для защиты ВЛ 110 кВ Б.Раст - Н. Водники и Н. Водники-Луговая, используются шкаф защит ШЭЛС 0113 и панель защиты линии ПДЭ2802 производства.

В качестве основной быстродействующей ВЧ защиты линий используется панель ПДЭ2802. Защита действует при всех видах коротких замыканий: при несимметричных КЗ - как направленная фильтровая ВЧ защита, при трехфазных КЗ - как направленная дистанционная защита с блокировкой при качаниях.

Резервная защита линий выполняется с помощью терминала REL511, установленного в шкафу ШЭЛС 0113.

Терминал REL511 выполняет функции защит:

токовая отсечка;

четырехступенчатая дистанционная защита;

четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности

токовая отсечка;

Кроме того, на втором терминале защиты выполнена логика управлением выключателя, с функциями:

двойного АПВ с контролем синхронизма;

УРОВ;

включение и отключение выключателя 110 кВ через АСУ или через ключ управления;

контроль цепей включения и отключения.

Основная и резервная защиты подключаются к различным ТТ для обеспечения резервирования при отказе одного из терминалов или разрыв токовых цепей защиты. Токовые цепи основной защиты имеют возможность переключения на обходной, при этом с помощью переключателя переключаются и входные, и выходные цепи на обходной.

Функции измерения и регистрации REL511:

измерение напряжений (линейных, фазных, нулевой последовательности);

измерение тока (фазных и нулевой последовательности);

измерение мощности (активной, реактивной);

осциллографирование;

регистрация событий.

Терминал REL511 реализует управление выключателем через катушку включения и две катушки отключения. Питание терминала, соленоида включения и первого соленоида отключения, второго соленоида отключения осуществляется через различные автоматы постоянного оперативного тока. Автоматы установлены в шкафу защиты.



6. Технико-экономическое обоснование

6.1 Затраты на строительство, монтаж и эксплуатацию

В данной главе рассмотрим вопросы капиталовложений при строительстве подстанции, расчет эксплуатационных затрат при проведении текущих ремонтов и технических обслуживаний, определение затрат на потреблённую электроэнергию, расчет экономических показателей при внедрении микропроцессорных блоков защит и расчет эффективности установки вакуумных выключателей.

Капитальные вложения - инвестиции в основной капитал (основные средства), в том числе затраты на новое строительство, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий, приобретение машин, оборудования, инструмента, инвентаря, проектно - изыскательские работы и другие затраты.

Производственные капитальные вложения по формам воспроизводства основных фондов различают:

а) на основное строительство;

б) на реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий;

в) на расширение действующих предприятий;

г) на модернизацию оборудования.

План капитального строительства состоит из следующих разделов:

а) плановое задание по вводу в действие производственных мощностей и основных фондов;

б) объем капитальных вложений и их структура;

в) титульные списки строек и объектов;

г) план проектно-изыскательских работ;

д) программа строительно-монтажных работ;

е) экономическая эффективность капитальных вложений.

Важнейшими показателями плана капитального строительства является: ввод в действие производственных мощностей и основных фондов, сметная стоимость, срок строительства и срок окупаемости.

Источником финансирования капитальных вложений являются собственные средства предприятия. Источником собственных средств предприятия для капитальных вложений являются фонд развития предприятия, образуемый за счет отчислений от прибыли; части амортизационных отчислений, оставляемых в распоряжении предприятия; выручка от реализации излишнего и неиспользуемого оборудования; выручка от попутной добычи нефти при разведочном бурении и др.

Для определения капиталовложений необходимо составить таблицу затрат в которую будут входить следующие составляющие:

затраты на строительные работы;

затраты на монтажные работы

затраты на оборудование

прочие затраты

Также данные затраты подразделяются по следующим главам:

основные объекты строительства

временные здания и сооружения

проектно-изыскательные работы

Далее в разделах подразделение идет по отдельным видам затрат, например «ОРУ-110кВ и силовые трансформаторы», «РУ-10кВ».

Для определения затрат на строительство и монтаж воспользуемся каталожными данными вновь устанавливаемого оборудования и сведем их в таблицу 6.1.



Таблица 6.1

Элементы затрат

Наименование глав объектов работ и затрат	Сметная стоимость тыс.руб	Общая сметная стоимость, тыс.руб
	строительные работы	монтажные работы	оборудо- вание	прочие
1	2	3	4	5	6
Раздел 1. Основные объекты строительства
Отвод земельного участка под строительство				283,65	283,65
Освоение новых земель				246,75	246,75
ОРУ-110 кВ и силовые т-ры	10186,50	3850,60	207119,00		221156,10
РУ 10 кВ		1150,30	36350,90		37501,20
УРЗА		1763,20	12350,60		14113,80
АИИСКУЭ		585,77	2202,15		2787,92
Уст-во перед. связи		585,77	2202,15		2787,92
Маслоприемник	483,65				483,65
Монтаж кабельных коробов	1495,60				1495,60
Прокладка кабеля		550,70			550,70
Дорожное покрытие	4560,20				4560,20
Освещение и заземление		488,65			488,65
Монтаж оборуд. cредств связи		440,55		4000,00	4440,55
Водоснабжение и канализация	995,88				995,88
Продолжение таблицы 6.1
Отопление и вентиляция	856,65				856,65
Итого по разделу 1	18578,48	9285,47	162973,45	4530,40	191367,80
Раздел 2. Временные здания и сооружения
Затраты на времен. здания и сооружения 3,3%	613,09	306,42			919,51
Итого по разделу 2	613,09	306,42			919,51
Раздел 3. Прочие работы и затраты
Затраты при производстве работ в зим. время	191,92		95,92		287,83
ПНР				4478,65	4478,65
Настройка АИИСКУЭ				245,25	245,25
ПНР телемеханика				385,75	385,75
Итого по разделу 3	191,92		95,92	5109,65	5397,48
Раздел 4. Проектно-изыскательские
Непредвиденные работы и затраты 3%	581,50	290,63	4889,20	410,11	6171,45
Всего по сводн.смет.расчету	19964,99	9978,44	167862,65	14080,29	211886,37
НДС 18 %	3593,70	1796,12	30215,28	2534,45	38139,55
Всего по ССР с НДС 18 %,	23558,69	11774,56	298077,93	16614,74	350025,92

Теперь определим стоимость капиталовложений в реконструкцию подстанции по формуле:

,

где - укрупненный территориальный (зональный) коэффициент к стоимости строительства, для европейской части принимаем равным 1;

- индекс пересчета цен, принимаем равным 1;

- ликвидационная стоимость старого оборудования подстанции, так старое оборудование отсутствует, принимаем равным нулю.

Плановое перенесение стоимости основных фондов на продукцию называется амортизацией, а сумма средств, включаемых в себестоимость продукции - амортизационными отчислениями.

Издержки на амортизацию рассчитаем по формуле:

,

где - норма амортизационный отчислений.

Издержки на эксплуатацию рассчитаем по формуле:



,

где - норма расходов на ремонт;

- норма эксплуатационных затрат на обслуживание.

Текущие издержки рассчитаем по формуле:

.

6.2 Тарифы на электроэнергию и издержки

В таблице 6.2 приведены тарифы на электроэнергию по классам напряжений.

Таблица 6.2

Тарифы на электроэнергию

Плата за услуги	Руб./МВт•ч
	Всего	Договорной тариф энергосистемы	Сбытовая надбавка гарантирующего поставщика	Плата за услуги
				Оказанная комерч. оператором оплачиваемого рынка	по ОДУ
ВН 110кВ	2320,35	2279,31	73,99	0,696	2,178
НН 10кВ	2370,14	2330,864

Расчет прибыли предприятия от перепродажи электроэнергии и величины средств, которые могут использоваться для возврата инвестиций (погашение кредита) производится в следующем порядке.

Объем продаж электроэнергии (валовая выручка) рассчитывается по формуле:

,

где - среднеотпускной тариф сторонних потребителей, руб./МВт•ч;

- величина отпуска электроэнергии сторонним потребителям МВт•ч определяется по формуле:

.

Вычислим валовую выручку по классу напряжения по формуле:

.

Издержки предприятия на покупку энергии рассчитывается по формуле:

,

где - договорной тариф энергосистемы на передаваемую энергию;

- процент потерь энергии в схеме электроснабжения, дополнительно включающий в себя потери в распределительных сетях до точек учета потребителей (составляет порядка 3%). Тогда:

Величина налога на добавленную стоимость (при условии, что НДС включен в тарифы) рассчитывается по формуле:

,

где - действующая ставка налога (18%). Тогда:

.

Выручка после выплат НДС рассчитывается по формуле:

.

Величина валовой прибыли до уплаты налогов рассчитывается по формуле:

. Тогда:

.

Величина налога на прибыль рассчитывается по формуле:

,

где - действующая ставка налога на прибыль (20%).

Тогда: .

Чистая прибыль предприятия рассчитывается по формуле:



6.3 Оценка экономической эффективности

После того как в первом приближении установлены объем и стоимость предстоящих работ по проекту (величина капиталовложений для выбранного варианта схемы электроснабжения), необходимо предварительно определить состав участников проекта, источники и условия его финансирования и реализации (строительства). Возможны различные варианты и способы решения этих вопросов, зависящие от конкретных условий и ситуаций. Для дальнейших расчетов по пред инвестиционному обоснованию схемы внешнего электроснабжения будем исходить из предположения, что в данном случае имеют место следующие ситуации:

Финансирование строительства подстанции предлагается осуществлять за счет собственных средств предприятия, а также средств, выделяемых финансово-промышленной группой, в состав которой входит данное предприятие. Строительство предполагается организовать смешанным способом: часть работ выполняется персоналом ремонтно-строительного цеха и персоналом энергохозяйства самого предприятия, наряду с этим предусматривается привлечение специализированных монтажно-наладочных подрядных организаций. Ориентировочно срок строительства - 2 года, а объемы финансирования в первый год - 40%, во второй - 60% от величины капиталовложений в подстанцию.

Показатели коммерческой (финансовой) эффективности проекта отражают его способность генерировать потоки денежных средств, достаточных для компенсации вложенных инвесторами ресурсов. Основу расчета показателей эффективности составляет оценка прибыли (доходов), полученной от реализации проекта. В рассматриваемой ситуации расчет прибыли предприятия производится исходя из следующих условий:

покупка предприятием перепродаваемой электроэнергии оплачивается по договорному тарифу энергосистемы (тарифу оптовых потребителей - перепродавцов);

продажа предприятием электроэнергии сторонним потребителям(субабонентам) производится по действующим тарифам энергосистемы длясоответствующих групп потребителей, утверждаемым региональной энергетической комиссией.

Срок строительства один год. При оценке «выгодности» будущих инвестиций учитывается фактор времени, исходя из того, что цена денег меняется в течение времени. Если первоначальные инвестиционные вложения принять за К=100%, то через год вложенные средства будут оцениваться по формуле:

,

где =20 % - норма прироста капитала (годовой банковский депозит).

Для удобства математических расчетов будет проводиться обратная операция, т. е. планируемые поступления (аннуитет) будут уменьшаться (дисконтироваться) на норму дисконта . Дисконтирование рассчитывается по сложным процентам.

Коэффициент дисконтирования (PVIF) рассчитывается по формуле:

Поступления будут складываться из разницы в тарифах на разный класс напряжения.

Чистая приведенная стоимость (NPV). Это разность между дисконтированной величиной денежного потока за расчетный период времени и первоначальной инвестицией. Чистая приведенная стоимость - кумулятивный показатель, но он не учитывает удельную эффективность вложений, а определяет альтернативную стоимость инвестиций.

Чистая приведенная стоимость NPV, тыс. руб. рассчитывается по формуле:

.

Рентабельность инвестиций (PVI). Это отношение всего приведенного (дисконтированного) денежного потока к величине инвестиционных расходов. Параметр оценивает удельную эффективность вложений.

Рентабельность инвестиций PVI рассчитывается по формуле:

.

Срок окупаемости инвестиций (РВР). Это период, за который возвращаются вложенные деньги, но учитывается приведенный (дисконтированный) доход. Чем меньше срок окупаемости, тем меньше риск вложения и больше привлекательность инвестиций.

Определяется по первому положительному значению NPV в таблице 6.3 расчета эффективности.

Таблица 6.3

Расчет эффективности

t, г	К, млн. руб.	РМТ, млн. руб.	ДП, млн. руб.	PVIF	ДС, млн. руб.	NPV, млн. руб.	PBP, лет
1	2	3	4	5	6	7	8
1	-350	0	-350	1	-350	-350
2		125,5	125,5	0,833	104,6	-245,4
3		125,5	125,5	0,694	87,167	-158,23
4		125,5	125,5	0,579	72,64	-85,59
5		125,5	125,5	0,482	60,53	-25,382
6		125,5	125,5	0,402	50,44	25,38	5,5
7		125,5	125,5	0,335	42,036	67,418
8		125,5	125,5	0,279	35,03	102,45
9		125,5	125,5	0,233	29,192	131,64
10		125,5	125,5	0,194	24,33	155,97
Итого	-350	1129,68	779,68		155,967	-381,435

В разделе экономика произведён расчёт экономической эффективности внедрения данного проекта. Затраты на реализацию проекта составляют 350 млн рублей.

На протяжении всего срока службы проект будет приносить следующие эффекты:

Развитие промышленности региона

Увеличение рабочих мест

Увеличение налоговых отчислений на развитие региона

Развитие электроэнергетической системы

Рентабельность инвестиций составила 2.09, что является вполне нормальным для энергетической промышленности. Срок окупаемости составляет 5,5 года.



7. Экологичность и безопасность проекта. Безопасность труда при эксплуатации ПС 110/10 кВ

7.1 Основные сведения

При эксплуатации объекта возможны следующие опасные факторы [14]:

поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям;

поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям нормально, если они не находятся под напряжением;

влияние электромагнитного поля на организм;

поражение электрическим током при работе с неисправным инструментом и средств индивидуальной и коллективной защиты;

поражение обслуживающего персонала, находящегося в зоне растекания электрического потенциала при замыкании на землю;

возможность падения персонала с высоты;

возможность поражения персонала при проведении коммутационных операций;

др. факторы.

Для предотвращения влияния опасных факторов на персонал, необходимо предусматривать следующие мероприятия:

персонал должен действовать согласно ПТБ при работе в электроустановках; должна проводиться ежегодная проверка знаний, инструктаж по технике безопасности;

при невозможности ограничения времени пребывания персонала под воздействием электрического поля необходимо применить экранирование рабочих мест: экраны над переходами, экранирующие козырьки и навесы над шкафами управления, вертикальные экраны между выключателями на ОРУ 110 кВ, съёмные экраны при ремонтных работах;

установка заземляющего контура, заземление и зануление оборудования;

соблюдение расстояний до токоведущих частей;

применение надлежащей изоляции, а в отдельных случаях - повышенной;

надежного и быстродействующего автоматического отключения частей электрооборудования, случайно оказавшихся под напряжением, и поврежденных участков сети, в том числе защитного отключения;

выравнивание потенциалов;

применения разделительных трансформаторов;

применения напряжений 42 В и ниже переменного тока частотой 50 ГЦ и110 В и ниже постоянного тока;

применение предупреждающей сигнализации, надписей и плакатов;

пожаро- и взрывобезопасность электроустановок, содержащих маслонаполненные аппараты и кабели, а также электрооборудования, покрытого и пропитанного маслами, лаками, битумами и т. п., должна обеспечиваться в соответствии с требованиями ПУЭ. При сдаче в эксплуатацию указанные электроустановки должны быть снабжены противопожарными средствами и инвентарем в соответствии с действующими положениями

выполнение организационно-технических мероприятий для безопасного проведения работ.

7.2 Расчет защитного заземления подстанции 110/10 кВ

В пределах территории подстанции возможно замыкание на землю в любой точке. В месте перехода тока в землю, если не предусмотрены особые устройства для проведения тока в землю, возникают значительные потенциалы, опасные для людей, находящихся вблизи. Для устранения этой опасности на подстанции предусматривают заземляющие устройства [6], назначение которых заключается в снижении потенциалов до приемлемых значений.

Вспомогательными заземлителями являются металлические предметы любого назначения, так или иначе соединенных с землей, например, стальных каркасов зданий, арматуры железобетонных оснований, труб любого назначения и т. п.

К основному заземлителю в общем случае присоединяют:

вспомогательные заземлители;

нейтрали генераторов, трансформаторов, подлежащих заземлению в соответствии с принятой системой рабочего заземления;

ОПНы и молниеотводы;

металлические части электрического оборудования, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением при повреждении изоляции, например основания и кожухи электрических машин, трансформаторов, аппаратов, токопроводов, металлические конструкции РУ, ограждения и т. п.;

вторичные обмотки измерительных трансформаторов, нейтрали обмоток 380/220 В силовых трансформаторов.

Согласно [6] расчет заземляющего устройства проводится в следующем порядке.

В соответствии с ПУЭ устанавливают допустимое сопротивление заземляющего устройства . Если заземляющее устройство является общим для установок на различное напряжение, то за расчетное принимается наименьшее из допустимых.

Определяют расчетное удельное сопротивление грунта для горизонтальных и вертикальных электродов с учетом повышающего коэффициента , учитывающего высыхание грунта летом и промерзание его зимой по формулам:

где - удельное сопротивление грунта;

и - повышающие коэффициенты для горизонтальных и вертикальных электродов, соответственно.

Определяют сопротивление растеканию одного вертикального электрода по формуле:

где l - длина стержня, м;

d - диаметр стержня, м;

t - глубина заложения, расстояние от поверхности почвы до середины стержневого заземлителя, м.

Определяют ориентировочное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использования по формуле:

где - сопротивление растеканию одного вертикального электрода;

- сопротивление искусственного заземлителя.

Коэффициент использования заземлителя учитывает увеличение сопротивление заземлителя вследствие явления экранирования соседних электродов. Определяют расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов по формуле:

где - коэффициенты использования горизонтальных соединительных электродов

l - длина электрода;

b - ширина полосы;

t - глубина заложения электрода.

Уточняем необходимое сопротивление вертикальных электродов с учетом проводимости горизонтальных соединительных электродов по формуле:

Определяем число вертикальных электродов с учетом уточненного сопротивления вертикального заземлителя по формуле:

Принимают окончательное число вертикальных электродов, намечают расположение заземлителей.

Рассмотрим расчет заземляющего устройства для данной подстанции.

Заземляющее устройство и грозозащита подстанции должны быть выполнены в соответствии с ПУЭ.Сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 0,5 Ом в любое время года.

Удельное сопротивление грунта (суглинок):

При расчете заземляющего устройства сопротивлением естественных заземлителей пренебрегаем, они уменьшают общее сопротивление заземляющего устройства, их проводимость идет в запас надежности.

Тогда .

Определим расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей:

где - повышающий коэффициент для горизонтальных электродов.

- повышающий коэффициент для вертикальных электродов.

Находим сопротивление стеканию тока одного вертикального электрода. В качестве вертикального электрода примем круглый стальной стержень диаметром 16 мм, длиной 3м. Верхние концы стержней заглублены на глубину 0,7 м от поверхности земли.

l = 3 м;

d = 0,016 м;

t = 2,2 м.

Определим примерное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использования



Определим сопротивление стеканию тока горизонтального заземлителя.

Для выравнивания потенциалов по всей площади подстанции выполняется уравнительный контур из стальных полос сечением 40x4 мм², прокладываемый на глубине 0,7 м от поверхности земли.

Определяем сопротивление растекания горизонтальных электродов, выполненных из полосовой стали:

где l - 60 м;

b - 32 мм^2;

t - 0.7 м;

- 0,36.

Уточняем необходимое сопротивление вертикальных электродов с учетом проводимости горизонтальных заземлителей:

Определяем окончательное число вертикальных электродов:

Таким образом, заземляющее устройство подстанции состоит из горизонтальных и вертикальных заземлителей. Горизонтальный заземлитель прокладывается на расстояние 0,8 - 1 м от фундаментов или оснований оборудования. Заземляющие стержни ввинчиваются в грунт по внешнему контуру заземляющего устройства с расстоянием между стержнями 4 м.

Защитное заземление подстанции удовлетворяет требованиям рабочих заземлений и заземлений средств грозозащиты. Однако, при присоединении средств грозозащиты к защитным заземлениям подстанции необходимо учитывать их особенности.

Защитные и рабочие заземлители отводят в землю ток промышленной частоты и их сопротивление является стационарным, тогда как через средства грозозащиты проходит ток молнии, который имеет импульсную форму. При стекании с заземлителей больших токов молнии в землю вблизи поверхности электродов создаются очень высокие напряженности электрического поля, под воздействием которых пробивается слой земли, прилегающий к поверхности электрода. Вокруг электрода образуется проводящая зона искрения, которая как бы увеличивает поперечные размеры электрода и тем самым снижает его сопротивление. Однако, наибольший эффект снижения сопротивления за счет искрения имеет место только в том случае, когда электроды имеют небольшие размеры и их индуктивное сопротивление практически не влияет на процесс отвода тока в землю. Такие заземлители называются сосредоточенными.

Следовательно, на подстанции возле каждого молниеотвода устанавливается по три стержня, а у каждого ОПНа (ограничителя перенапряжения)- по одному стержню.

К заземляющим устройствам ОРУ присоединены заземляющие тросы ЛЭП и все естественные заземлители подстанции.

7.3 Молниезащита

При проектировании зданий и сооружений системы электроснабжения необходимо учитывать и предотвращать возможность их поражения ударами молнии. Особенно это относится к открытым электроустановкам.

В соответствии с Руководящими указаниями по защите электростанций и подстанций 3-500 кВ от прямых ударов молнии (ПУМ) и грозовых волн, набегающих с линий электропередачи, защите подлежат следующие объекты, расположенные на их территории: ОРУ, в том числе шинные мосты и гибкие связи, ЗРУ, здания и маслохозяйства.

ОРУ подстанций защищаются от ПУМ стержневыми молниеотводами и только для протяженных шинных мостов и гибких связей применяются тросовые молниеотводы.

Защита ОРУ осуществляется установкой стержневых молниеотводов на порталах подстанций или устройством отдельно стоящих стержневых молниеотводов со своими обособленными заземлителями.

Молниеотводы, установленные на порталах подстанций, дешевле отдельно стоящих молниеотводов, так как требуют меньше металла на изготовление. Они ближе располагаются к защищаемому оборудованию, поэтому эффективнее используется их защитная зона. Но при поражении портального молниеотвода ударом молнии с большой амплитудой и крутизной фронта импульса тока на молниеотводе и на портале значительно возрастает напряжение. Это напряжение может оказаться достаточным, чтобы вызвать «обратное» перекрытие изоляции ОРУ с заземленных элементов на токоведущие части подстанции.

Данная подстанция 110/10 кВ защищена четырьмя стержневыми молниеотводами М1; М2; М3 и М4.

Активная высота молниеотвода определяется:

где - активная высота молниеотвода;

Д=59 м - большая диагональ четырехугольника с молниеотводами в его вершинах. =1 при ? 30 м.

Полная высота молниеотвода определяется:

где - высота защищаемого объекта;

=11,35 м;

=5,5 м.

Принимаю 8,5 м.

Принимаю 20 м.

Высоту молниеотвода от земли выбирают такой, чтобы защищаемые оборудование и конструкции попали в зону защиты молниеотвода, внутри которой с достаточной надежностью (в электроустановках 99,5% - зона защиты типа А) обеспечивалась бы защита зданий и сооружений от прямых ударов молнии.

Расчетная зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h < 150 м представляет собой конус с высотой:



и радиусами на уровне земли и уровне защищаемого оборудования:

Два молниеотвода одинаковой высоты, находящихся друг от друга на расстоянии h<L₁<3h (20<L₁=53<3·20=60) образуют общую зону защиты. Зона характеризуется между молниеотводами гребнем в виде ломаной линии; наинизшая точка этого гребня имеет высоту:



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате работы спроектирована понизительная подстанция 110/10 кВ для электроснабжения потребителей нового района Подмосковья.

В результате проведенных расчетов принята схема «110-9» (Одна рабочая секционированная выключателем система шин).

В ходе проекта был произведён выбор силовых трансформаторов, технико-экономический расчет по выбору мощности силовых трансформаторов, высоковольтных аппаратов, токоведущих частей и другого оборудования подстанции; расчет заземления и молниезащиты подстанции.

Все электрические устанавливаемые аппараты проверены по условиям термической и электродинамической стойкости. При этом электрические аппараты в системе электроснабжения надежно работают как в нормальном длительном режиме, так и в условиях аварийного кратковременного режима, простоты и компактны в конструкции, удобны и безопасны в эксплуатации.

Так как надёжная работа электроустановок немыслима без развитой энергетической системы, то имеет место правильное выполнение и настройка релейной защиты и противоаварийной автоматики. Поэтому в работе произведён выбор релейной защиты и автоматики на микропроцессорных устройствах, что дает возможность повысить чувствительность защит и значительно уменьшить время их срабатывания, что в совокупности с высокой надежностью позволяет существенно снизить величину ущерба от перерывов в электроснабжении.