Что такое делительная защита секционного выключателя

Насущная задача – сделать аппаратуру РЗА пригодной для использования в той или иной отрасли, так как производители этих устройств релейной защиты не всегда досконально знают особенности сетей, условия и режимы эксплуатации, в которых придется работать их продукции.
Сотрудники Инженерно-технического управления (ИТУ) РЗА и АСУЭ компании «Оргэнергогаз» обосновывают необходимость адаптации логики отечественных терминалов РЗА к специфике отраслевых объектов и рассказывают об опыте такой работы.

ЦИФРОВЫЕ ТЕРМИНАЛЫ РЗА
Практика адаптации к отраслевым условиям

Анатолий Беляев, к.т.н., зам. начальника ИТУ РЗА и АСУЭ
Леонид Филин, к.т.н., начальник ИТУ РЗА и АСУЭ
Валерий Широков, зам. начальника отдела РЗА
Специализированное управление «Леноргэнергогаз» – филиал ОАО «Оргэнергогаз»,
Санкт-Петербург

Необходимость адаптации терминалов РЗА, особенно зарубежного производства, к российским и отраслевым условиям обсуждалась неоднократно, например в [1–6]. Указание на необходимость адаптации содержится и в СТО Газпром 2-1.11-661-2012 «Цифровые устройства релейной защиты и автоматики для систем электроснабжения. Технические требования».

В «Газпроме» адаптация была проведена силами Инженерно-технического управления РЗА и АСУЭ ОАО «Оргэнергогаз». В частности, такая работа была выполнена для терминалов SEPAM 2000 и SEPAM 80, что обеспечило их массовое применение в электроустановках. В процессе адаптации были разработаны: алгоритмическое обеспечение и файлы конфигурации терминалов для всех видов присоединений, схемы вторичной коммутации ячеек для различных заводов-изготовителей распределительных устройств. Все технические решения были проверены и отработаны на специальном испытательном стенде РЗА и АСУЭ. Типизация технических решений существенно облегчила проектирование, ввод в работу и последующую эксплуатацию этой сложной цифровой техники.

Казалось бы, такая адаптация необходима только для терминалов зарубежного производства, поскольку их идеология технической политики отличается от российской. Однако практика показывает, что это далеко не так.

СПЕЦИФИКУ НЕОБХОДИМО УЧЕСТЬ

В настоящее время в связи с политикой импортозамещения российские производители цифровой релейной защиты (НТЦ «Механотроника», НПП «Экра», «НПП Бреслер», ИЦ «Бреслер», «Радиус Автоматика» и др.) предлагают свою продукцию для применения в различных отраслях промышленности. В связи с этим чрезвычайно важным становится вопрос адаптации алгоритмического обеспечения этих устройств (логики терминалов) к отраслевым условиям, а также вопрос унификации применяемых технических решений.

Устройства цифровой релейной защиты (ЦРЗА) разных производителей, предназначенные для сетей передачи и распределения электроэнергии напряжением 110 кВ и выше, максимально унифицированы и мало отличаются. Первичные схемы этих сетей, наборы защит и логика управления присоединениями стандартизованы на базе многолетней практики, трудов специализированных научно-исследовательских и проектных организаций и практически одинаковы. Технические параметры терминалов также почти идентичны. Поэтому выбор устройств ЦРЗА для этих сетей сводится в основном к вопросам цены, транспортной доступности и сервиса.

Иная ситуация складывается в сетях напряжением 6(10) кВ. Здесь однотипные решения характерны только для простых распределительных подстанций. На подстанциях технологических объектов требуется адаптация терминалов к особенностям этих объектов. Рассмотрим несколько примеров.

ПС 6(10) кВ технологических объектов. На таких ПС устройство автоматического включения резерва (АВР) может быть выполнено как на секционном выключателе, так и на одном из вводов от энергосистемы. Решение о том, в каких режимах работать, принимает оперативный персонал в соответствии с местными условиями, которые могут существенно изменяться в зависимости от состояния и надежности оборудования, погодных условий, времени года, при выводе в ремонт оборудования и т. д.

При этом необходимо учесть, что к секции могут быть подключены генераторы собственной электростанции, что требует контроля отсутствия встречного напряжения перед срабатыванием АВР, специального органа однократности действия, а пуск АВР по напряжению должен быть дополнен пусковым органом, реагирующим на обрыв фаз питающей линии и снижение частоты. Автоматический возврат схемы в исходное состояние должен выполняться по выбору: либо без перерыва в питании секции, включенной устройством АВР, либо с перерывом в питании, если есть возможность несинхронного включения.

В результате получается, что устройство АВР должно позволить реализовать любой из режимов работы главной схемы, представленных на рис. 1. Поэтому логические схемы терминалов РЗА должны дать возможность выбрать путем простого изменения положения переключателя АВР тот вариант работы, который предпочтителен в данный период времени. Это означает, что к таким режимам должна быть приспособлена логика терминалов секционного выключателя, трансформаторов напряжения, вводов от энергосистемы, генераторов.

Рис. 1. Возможные варианты работы главной схемы с выбором действия устройства АВР на секционный выключатель (а, б, в), на один из вводных выключателей (г, д) или на оба вводных выключателя (е)

Кроме того, в логике должны быть предусмотрены устройства и функции, специфичные для малых электростанций, такие как автоматика быстрой разгрузки; неполная дифференциальная защита шин с блокировкой от пусковых органов защит отходящих линий, не охваченных трансформаторами тока; АЛАР; делительная автоматика и др. [7,8].

ПС 6(10) кВ с мощными синхронными электродвигателями. Такие подстанции широко используются в газовой и нефтяной промышленности. Они оснащаются сложным комплексом взаимосвязанных устройств РЗА, учитывающих поведение синхронных электродвигателей при потере питания [9]. Здесь предусмотрены: АВР с частотным пуском и контролем отсутствия встречного напряжения, блокировка АЧР при потере питания, защита от потери питания, возможность группового или поочередного самозапуска электродвигателей, дифзащита шин; обеспечено быстрое отключение КЗ в критических зонах и др.

Простые распределительные подстанции. Даже на таких ПС приходится адаптировать логику терминалов к особенностям объектов применения. Например, учитывать такие условия, как блокировка включения выключателя при наличии встречного напряжения на отходящей линии, необходимость делительной защиты для обеспечения действия сетевых АВР или возможность осуществления быстродействующей логической защиты питающих линий, если такие ПС питаются от узлов нагрузки с синхронными генераторами или синхронными электродвигателями.

Адаптация терминалов к особенностям этих объектов состоит не только в разработке алгоритмического обеспечения отдельных терминалов, файлов конфигурации, в определении необходимого количества аналоговых и дискретных входов и выходов, но и, главным образом, в проверке и отработке функционирования всего комплекса защит и автоматики подстанции. Только после этого можно разрабатывать схемы вторичной коммутации присоединений и применять эти решения в рабочих проектах.

Читать еще: Схемы управления выключателем генератора

ПРИМЕР АДАПТАЦИИ

Примером выполнения такой работы служит проведенная совместно с НТЦ «Механотроника» адаптация терминалов серии БМРЗ.

В ИТУ РЗА и АСУЭ были разработаны и опробованы на физических моделях типоисполнения терминалов БМРЗ для всех видов присоединений электроустановок различных объектов отрасли (рис. 2). Общее количество типоисполнений терминалов с разной логикой составило 26 штук.

Рис. 2. Фрагменты испытательного стенда РЗА и АСУЭ с терминалами БМРЗ (а, б) и SEPAM 80 (в)

а)
б)
в)

Были проведены следующие работы:

Разработка алгоритмического обеспечения для всех присоединений – заданий на программирование терминалов.
Программирование терминалов в соответствии с заданием на программирование.
Сборка моделей РЗА подстанций разных типов (электростанций, подстанций с мощными синхронными электродвигателями, распределительных подстанций без синхронных электродвигателей) на испытательном стенде РЗА и АСУЭ.
Индивидуальные испытания терминалов, устранение обнаруженных недостатков в программном или алгоритмическом обеспечении.
Проверка взаимодействия между терминалами и работоспособности комплекса РЗА объектов.
Проверка связи с АСУЭ.
Заключительные стендовые испытания.

Данные терминалы полностью адаптированы к отраслевым условиям и готовы к применению. В результате создан банк типовых логических схем и файлов конфигурации для всех видов присоединений, прошедших опробование на физических моделях РЗА подстанций и электростанций.

В настоящее время совместно с рядом заводов-производителей КРУ идет работа по созданию типовых схем вторичной коммутации на базе этих терминалов, что обеспечит их широкое применение не только в газовой, но и в других отраслях промышленности, импортозамещение, сокращение сроков проектирования и ввода электроустановок в работу.

Такие же работы намечено выполнить и с другими производителями ЦРЗА: «НПП Бреслер», «Радиус Автоматика».

Заметим, что испытательный стенд в ИТУ РЗА и АСУЭ используется не только для указанных выше целей, но и для отработки и тестирования принимаемых проектных решений по релейной защите и АСУЭ, для моделирования нештатных ситуаций, возникающих при эксплуатации объектов электроснабжения, для выработки мер по их предотвращению и по совершенствованию устройств РЗА и АСУЭ, а также для испытания новых устройств РЗА и систем АСУЭ разных производителей.

Об актуальности проблемы адаптации свидетельствует опыт внедрения цифровых защит в различных отраслях промышленности. Помимо «Газпрома», по пути адаптации логики терминалов ЦРЗА к отраслевым условиям и унификации применяемых технических решений пошли такие крупные российские компании, как АК «Транснефть», Госкорпорация «Росатом», ГМК «Норильский никель».

ЛИТЕРАТУРА

Рожкова А.В., Петров С.Я., Рудман А.А., Новикова О.Н., Юркова О.П. Опыт проектирования и перспективы использования микропроцессорных защит // Энергетик. 2003. № 4.
Беляев А.В. Устройства цифровой релейной защиты требуют адаптации к российским условиям // Новости ЭлектроТехники. 2001. № 4(10).
Антоненко А.А., Богданов Е.Г., Беляев А.В. и др. Цифровые терминалы РЗА: вопросы переходного периода. Рекомендации по итогам семинара «Актуальные проблемы РЗА и АСУ Э» // Новости ЭлектроТехники. 2007. №3(45).
Беляев А.В., Широков В.В., Емельянцев А.Ю. Цифровые терминалы РЗА. Опыт адаптации к российским условиям // Новости ЭлектроТехники. 2007. №1(43), 2(44).
Белоусенко И.В., Беляев А.В., Емельянцев А.Ю., Широков В.В. Цифровые устройства РЗА. Ограничение доступа к логике // Новости ЭлектроТехники. 2008. № 1(49).
Александров А.М., Беляев А.В., Соловьев А.Л., Шмурьев В.Я. Цифровые терминалы РЗА // Энергетик. 2009. №12.
Беляев А.В., Юрганов А.А. Защита, автоматика и управление на электростанциях малой энергетики. Ч. 1, 2, 3. М.: НТФ «Энергопрогресс», 2010. (Библиотечка электроэнергетика. Приложение к журналу «Энергетик». Вып. 6(138), 7(139), 8(140)).
Беляев А.В., Жданов Д.В., Филин Л.Л., Эдлин М.А. Некоторые особенности релейной защиты и автоматики на электростанциях малой энергетики // Релейщик. 2014. № 4(20). С. 40–47.
Беляев А.В. Автоматика и защита на подстанциях с синхронными и частотно регулируемыми электродвигателями большой мощности. М.: НТФ «Энергопрогресс», 2014. (Библиотечка электроэнергетика. Приложение к журналу «Энергетик». Вып. 1 (181), 2 (182)).

© ЗАО «Новости Электротехники»
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Делительная защита

Делительная защита — разновидность релейной защиты в электроснабжении, принципиальной особенностью которой является разделение питающей сети на части с целью поддержания работоспособности энергосистемы (глобально) либо защиты элементов с недостаточной устойчивостью к токам короткого замыкания (КЗ) в сети.

Разделение питающей сети на части производится подачей сигналов на отключение на коммутационные аппараты.

Содержание

1 Назначение
2 Виды делительной защиты (делительной автоматики)
3 Примечания
4 Литература

Назначение [ править ]

Функции делительной защиты могут различаться в зависимости от структуры сети, а также требований к ним.

В нормально замкнутых (закольцованных) распределительных сетях делительные защиты применяются для разделения сети при:
- возникновении асинхронного режима
- перегрузке линий низшего напряжения при аварийном отключении шунтирующей линии высшего напряжения (которая в нормальном режиме имеет большую расчётную нагрузку)
- КЗ шунтирующей линии высшего напряжения и исключения возникновения токов КЗ в линии низшего напряжения
- большом расчётном токе КЗ в сети и применении выключателя с недостаточной отключающей способностью
- получении в расчётах недопустимо больших уставок релейных защит в линиях с параллельными питающими линиями; при этом введение делительной защиты на секционном выключателе (производится секционирование питающих линий) уменьшает уставки защит, рассчитанных на основе селективности

Все вышеперечисленные защиты являются т.н. «ограниченно-селективными» и называются также защитами слабой связи, поскольку их назначение — защитить слабый элемент.

В нормально разомкнутых распределительных сетях, оборудованных сетевыми АВР делительные защиты применяются для:
- исключения перегрузки трансформаторов и линий при срабатывании, при этом делительная защита срабатывает раньше АВР и исключает перегрузку; кроме того делительная защита предупреждает включение АВР на неустранившееся КЗ в линии высшего напряжения
- уменьшения комплектов направленных сложных защит в сетях с двусторонним питанием

В распределительных сетях малой мощности с небольшими местными электростанциями делительные защиты для отделения электростанций в аварийных условиях для успешных действий АПВ линий с выделенной нагрузкой, а также нормальной работы АВР.

На подстанциях, питающих крупные синхронные двигатели делительные защиты отключают поле возбуждения машины во избежание несинхронного включения при срабатывании АПВ или АВР (с контролем снижения напряжения) и ускоряя их срабатывание.

При применении системы отделитель — короткозамыкатель, установленной для коммутации питающей линии силового трансформатора (на ответвлении линий 35—-220 кВ) и наличии на соседних близких подстанциях мощных синхронных двигателей, по мощности сравнимых с мощностью трансформатора, срабатывание делительной защиты предотвращает выход из стоя отделителя или его автоматику при подпитке места КЗ в трансформаторе синхронными двигателями с соседних подстанций.

Читать еще: Выключатель конечный пп 741

Виды делительной защиты (делительной автоматики) [ править ]

Существуют различные виды делительных защит, используемые в различных сочетаниях и реагирующие на:

понижение частоты/напряжения,
скорость изменения частоты/напряжения,
скорость изменения мощности(коэффициента мощности),
изменение экспорта реактивной энергии,
броски напряжения,
токи прямой/обратной/нулевой последовательности,
напряжение обратной последовательности [1] .

Делительная защита

Разделение питающей сети на части производится подачей сигналов на отключение на коммутационные аппараты.

Содержание

1 Назначение
2 Виды делительной защиты (делительной автоматики)
3 Примечания
4 Литература

Назначение [ править | править код ]

Функции делительной защиты могут различаться в зависимости от структуры сети, а также требований к ним.

В нормально замкнутых (закольцованных) распределительных сетях делительные защиты применяются для разделения сети при:
- возникновении асинхронного режима
- перегрузке линий низшего напряжения при аварийном отключении шунтирующей линии высшего напряжения (которая в нормальном режиме имеет большую расчётную нагрузку)
- КЗ шунтирующей линии высшего напряжения и исключения возникновения токов КЗ в линии низшего напряжения
- большом расчётном токе КЗ в сети и применении выключателя с недостаточной отключающей способностью
- получении в расчётах недопустимо больших уставок релейных защит в линиях с параллельными питающими линиями; при этом введение делительной защиты на секционном выключателе (производится секционирование питающих линий) уменьшает уставки защит, рассчитанных на основе селективности

В нормально разомкнутых распределительных сетях, оборудованных сетевыми АВР делительные защиты применяются для:
- исключения перегрузки трансформаторов и линий при срабатывании, при этом делительная защита срабатывает раньше АВР и исключает перегрузку; кроме того делительная защита предупреждает включение АВР на неустранившееся КЗ в линии высшего напряжения
- уменьшения комплектов направленных сложных защит в сетях с двусторонним питанием

В распределительных сетях малой мощности с небольшими местными электростанциями делительные защиты для отделения электростанций в аварийных условиях для успешных действий АПВ линий с выделенной нагрузкой, а также нормальной работы АВР.

На подстанциях, питающих крупные синхронные двигатели делительные защиты отключают поле возбуждения машины во избежание несинхронного включения при срабатывании АПВ или АВР (с контролем снижения напряжения) и ускоряя их срабатывание.

При применении системы отделитель — короткозамыкатель, установленной для коммутации питающей линии силового трансформатора (на ответвлении линий 35—-220 кВ) и наличии на соседних близких подстанциях мощных синхронных двигателей, по мощности сравнимых с мощностью трансформатора, срабатывание делительной защиты предотвращает выход из строя отделителя или его автоматику при подпитке места КЗ в трансформаторе синхронными двигателями с соседних подстанций.

Виды делительной защиты (делительной автоматики) [ править | править код ]

Существуют различные виды делительных защит, используемые в различных сочетаниях и реагирующие на:

понижение частоты/напряжения,
скорость изменения частоты/напряжения,
скорость изменения мощности(коэффициента мощности),
изменение экспорта реактивной энергии,
броски напряжения,
токи прямой/обратной/нулевой последовательности,
напряжение обратной последовательности [1] .

Проект РЗА

Сайт о релейной защите и цифровых технологиях в энергетике

Защиты и автоматика секционного выключателя 6(10) кВ

Для секционного выключателя (СВ) защиты практически аналогичны защитам ввода 6(10) кВ. При этом надо помнить, что в СВ сходятся сигналы присоединений обеих секций.

Например, если говорить про УРОВ, то на СВ заводятся сигналы УРОВ с каждого присоединения подстанции в то время, как на ввод только УРОВ присоединений своей секции. То же самое с сигналами ЛЗШ и дуговой защиты.

СВ 6(10) кВ — это своего рода узел, куда сводится множество защитных сигналов. Поэтому в терминале СВ должно быть достаточно дискретных входов.

Для сетей в односторонним питанием (а мы рассматриваем именно такие) СВ в нормальном режиме всегда отключен. Если срабатывает АВР, то он сначала отключает ввод потерявший питание, а потом включает СВ. Может быть и наоборот, но это больше характерно для быстродействующего АВР (БАВР), который сегодня набирает популярность.

Алгоритма АВР в терминале СВ как такового нет. Он просто выполняет команды АВР терминалов вводов, которые управляют СВ через дискретные входы.

Можно сказать, что РЗА секционного выключателя для стандартной схемы довольно простые и обычно не вызывают вопросов даже у начинающих специалистов.

Кстати, вопрос для начинающих: почему на СВ 6(10) кВ не используют токовую отсечку? Ведь на шинах ток КЗ максимальный и отключать его следует как можно быстрее. Ответы пишите в комментариях.

В следующий раз рассмотрим защиты и автоматику ТН 6(10) кВ

БЭМП РУ-СВ содержит все перечисленные в статье защиты

Отсечки на СВ не применяют, потому что вряд ли получится отстроить ее по току от отсечек отходящих линий, а так же выдержать коэффициент чувствительности в конце зоны защиты т.е. перед тт отходящей линии, если конечно сборные шины сделаны не из какой-нибудь стали )) ЛЗШ помогает быстро отключить повреждение на шинах. В сетях с напряжением 35 кВ иногда применяется ускоряющаяся отсечка на СВ, но, возможно, это только в старых схемах и в сетях 6 (10) кВ не применяется вовсе

Читать еще: Розетка взрывозащищенная с выключателем

Отсечку не отстраивают от других отсечек. Она отстраивается в основном от бросков тока намагничивания и максимального тока КЗ в конце зоны. А у СВ зона имеет нулевую длину (шины), поэтому токи КЗ в начале и конце зоны одинаковые. Таким образом, отсечку просто нельзя выбрать. А так в целом ответ правильный

Получается по току отстраивают только МТЗ. Хотя логично, зона защиты мтз одного присоединения перекрывает зону мтз другого и для надежности отстраивают ток срабатывания одной мтз от другой, с отсечкой это даже невозможно, спасибо )

Селективность МТЗ обеспечивается выдержкой времени. По току МТЗ смежных участков согласуются по чувствительности, чтобы вышестоящая защита не пустилась без пуска нижестоящей. Если интересна эта тема, то предлагаю посмотреть Курс по МТЗ — https://pro-rza.ru/kursy/videokurs-2-maksimalnaya-tokovaya-zashhi/

Соглашусь с Александром, ТО по своей сути будет не селективно работать по отношению к отходящим фидерам, что бы её сделать селективной, нужно либо увеличить ток срабатывания (уменьшить чувствительность) или сделать выдержку времени ( лишить быстродействия), таким образом встает вопрос «Зачем она нужна?». ЛЗШ и ДгЗ справятся с задачей быстрее и надежнее.

Интернет форумы — крайне вредная штука! Вопрос поставлен некорректно. Для начала нужно понимать в каком режиме работает сеть.
1. Например при работе подстанции от двух вводов и замкнутом секционном выключателе — возникает КЗ на одной из секций. В этом случае мы делим шины секционным выключателем без выдержки времени (чтобы уменьшить токи КЗ), и только потом разбираемся на какой из шин КЗ.
2. На сборных шинах генераторного напряжения — все то же самое!
3. Например при КЗ на присоединении, подключенному к шинам, отказал основной комплект РЗА вместе с УРОВ и поврежденный участок сети будет отключен последующей защитой. Блокировка местного АВР от последующей защиты невозможна ввиду её удаленности. При снижении напряжения на шинах запустится местный АВР секционным выключателем на КЗ. При включении СВ всегда работает ускорение чувствительной защиты СВ и МТЗ сработает за 0,15..0,2с. То есть с минимальной задержкой времени, необходимой для отстройки от бросков тока намагничивания трансформаторов и броска апериодической составляющей пусковых токов электродвигателей. А вот отсечка в этом случае должна работает без выдержки времени. Поскольку в этом случае нет ни какой разницы: КЗ у нас на шинах, или неотключаемое КЗ за выключателем на присоединении.
С уважением А.Л.Соловьёв

Александр Леонидович, добрый день.
Я рассматривал стандартную распределительную подстанцию 6-10 кВ с базовыми присоединениями — это у есть в первой статье цикла по защитам 6-10 кВ (https://pro-rza.ru/zashhity-tipovyh-prisoedinenij-6-10-kv/). Конечно режимы работы СВ могут быть разными, но мы рассматриваем основной случай, когда СВ разомкнут в нормальном режиме. Кольцевых режимов через СВ в распределительной сети крайне мало, сегодня параллельная работа трансформаторов почти никогда не предусматривается (сами сети против). Шины станций действительно лучше сразу разделять, чтобы уменьшить воздействие на генераторы, но это другая тема.

Что же касается 3 вопроса, то у вас какая-то странная схема, когда СВ есть, а вводных выключателей нет. КЗ на линии, где отказал комплект РЗА, должно отключаться защитой ввода, а не удаленной защитой присоединения. При этом блокировка АВР пройдет в штатном режиме и СВ не включится. Если же у вас вместо выключателей на вводах стоят ВНА, то и АВР по 6(10) кВ делать нельзя, ровно по тем причинам, которые вы описали (нет возможности блокировать АВР при КЗ). В этом случае АВР можно сделать по 0,4 кВ ниже.

1. Во первых — параллельную работу трансформаторов никто не отменял. Действительно, применяется не часто, но применяется при режимах с большой разницей в нагрузках трансформаторов.
2. Хорошо, что про шины генераторного напряжения Вы согласны.
3. Приезжали ко мне слушатели, у которых в схемах: СВ есть, АВР есть, УРОВ есть, на вводах ВНА, а выключатель вводной линии находится за 300 метров.

Поэтому я и начал с того, что: «Для начала нужно понимать в каком режиме работает сеть» потому что универсальных решений в релейной защите на все случаи жизни быть не может.
Поэтому на СВ и применяют терминалы у которых 3…4 группы разных уставок для всех предполагаемых режимов работы сети.

Схемы и случаи бывают разные, это правда. Просто не вижу смысла рассказывать об этом начинающим релейщикам (о чем и написал в первой статье). Им сначала нужно дать общий фундамент, а уж потом смотреть исключения. Если сказать, что есть условные 25 режимов работы СВ и сразу всех их описывать (при том, что первый режим — это 95% всех решений в энергетике), то у читателя будет каша в голове. Но это мой подход и он, конечно, может быть не оптимальным.
Моя аудитория, в основном, именно начинающие специалисты. Для них я и пишу статьи и видео. А опытные спецы и без меня знают, как работает СВ)

В том то всё и дело, что информация для «начинающих». В результате упрощения в вышеприведенных материалах не видна разница между защитами вводного выключателя и секционного. А делительные защиты — тема вообще закрытая для данного форума. ? С уважением А.Л.Соловьёв.

Этот сайт использует Akismet для борьбы со спамом. Узнайте, как обрабатываются ваши данные комментариев.

0 0 голоса

Рейтинг статьи

Что такое делительная защита секционного выключателя