Релейная защита и автоматика главной понизительной подстанции завода транспортного машиностроения

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Магнитогорский государственный

технический университет им. Г.И. Носова"

Кафедра ЭПП

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине «Релейная защита и автоматика»

на тему: «Релейная защита и автоматика главной понизительной подстанции завода транспортного машиностроения»

Выполнил: Киртянов И. П.

студент гр. ЭСБ-07

Проверил: Патшин Н. Т.

доцент кафедры ЭПП

Магнитогорск 2011

Оглавление

Введение

Задание на проектирование

1. Выбор необходимого объёма релейной защиты и автоматики

2. Расчет токов короткого замыкания

2.1 Расчет параметров схемы замещения сети

2.2 Расчет токов КЗ на шинах ГПП

2.2.1 Расчет токов КЗ в точке К1

2.2.2 Расчет токов КЗ в точке К2

2.2.3 Расчет токов КЗ в точке К3

2.2.4 Расчет токов КЗ в точке К4

2.2.5 Расчет токов КЗ в точке К5

2.2.6 Расчет токов КЗ в точке К6

3. Расчёт защиты силового трансформатора

3.1 Расчёт максимальной токовой защиты на стороне ВН

3.2 Расчёт максимальной токовой защиты на стороне НН

3.3 Расчет токовой отсечки

3.4 Выбор выдержки времени МТЗ трансформатора

3.5 Расчет дифференциальной токовой защиты

3.6 Газовая защита трансформатора

3.7 Защита от перегрузки

3.8 Проверка трансформатора тока по условиям 10% погрешности.

3.9 Схемы защиты силового трансформатора.

4. Расчет релейной защиты трансформатора собственных нужд

4.1 Расчет максимальной токовой защиты ТСН

4.2 Расчет токовой отсечки

4.3 Схемы защит трансформатора собственных нужд

5. Расчет защиты кабельных линий

5.1 Расчет максимальной токовой защиты

5.2 Расчет токовой отсечки

5.3 Расчет продольной дифференциальной защиты

5.4 Расчет МТЗ нулевой последовательности

5.5 Схемы релейной защиты кабельных линий 10 кВ.

6. Расчет релейной защиты электродвигателя

6.1 Расчет токовой отсечки

6.2 Защита от замыканий на землю в обмотке статора

6.3 Защита от перегрузки

6.4 Защита минимального напряжения

6.5 Защита от асинхронного режима и защита от потери возбужения.

7. Расчет защиты секционного выключателя.

7.1 Максимальная токовая защита.

8. Расчет защиты конденсаторной установки.

8.1 МТЗ от междуфазных КЗ без выдержки времени.

8.2 Защита от перегрузок токами высших гармоник

8.3 Защита от повышения напряжения

8.4 Схемы защиты конденсаторной установки

9. Автоматика понизительной подстанции

9.1 Автоматическое повторное включение (АПВ)

9.2 Автоматическое включение резерва (АВР)

9.3 Автоматическая частотная разгрузка

9.4 Автоматическое регулирование напряжения трансформатора (АРНТ)

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Релейная защита осуществляет важные и ответственные задачи в развитии энергетики, повышении надёжности энергосистем.

Релейная защита осуществляет автоматическую ликвидацию повреждений и ненормальных режимов в электрической части энергосистем и является важнейшей автоматикой, обеспечивающей их надёжную и устойчивую работу.

В современных энергосистемах значение релейной защиты особенно возрастает в связи с бурным ростом мощности энергосистем, объединением их в единые электрически связанные системы в пределах нескольких областей, всей страны, и даже нескольких государств.

Рост нагрузок, увеличение протяженности линий электропередачи, ужесточение требований к устойчивости энергосистемы осложняют условия работы релейной защиты и повышают требования к её быстродействию, чувствительности и надёжности. В связи с этим идёт непрерывный процесс развития и совершенствования техники релейной защиты, направленной на создание все более совершенных защит, отвечающих требованиям современной энергетики.

В связи с ростом токов короткого замыкания, вызванным увеличением генераторной мощности энергосистем, актуальное значение приобретают вопросы точности трансформации первичных токов, питающих измерительные органы релейной защиты. Для решения этой проблемы ведутся исследования поведения трансформаторов тока, изучаются возможности повышения их точности, разрабатываются пригодные для практики методы расчёта погрешностей трансформаторов тока, ищутся новые более точные способы трансформации первичных токов.

Релейная защита должна соответствовать следующим требованиям:

— Быстродействие релейной защиты должно обеспечивать наименьшее возможное время отключения коротких замыканий. Быстрое отключение к.з. ограничивает область и степень повреждения защищаемого элемента и обеспечивает сохранение бесперебойной работы неповрежденной части энергосистемы, электростанции или подстанции. Быстрое отключение к. з. предотвращает нарушение устойчивости параллельной работы синхронных электродвигателей, облегчает самозапуск электродвигателей, повышает вероятность успешных действий устройств АПВ и АВР.

— Селективность — действие защиты, при котором автоматически отключается толь поврежденный элемент электроустановки. Обеспечение селективности устройств защиты — одна из важнейших задач, решаемых при проектировании и обслуживании устройств энергосистемы.

— Надежность функционирования релейной защиты предполагает надежное срабатывание устройства при появлении условий на срабатывание и надежное несрабатывание устройства при их отсутствии. Надежность функционирования релейной защиты должна обеспечиваться устройствами, которые по своим параметрам и исполнению соответствуют назначению и условиям применения.

— Чувствительность релейной защиты — ее способность реагировать на все виды повреждений и аварийных режимов, которые могут возникать в пределах основной защищаемой зоны и зоны резервирования. Оценка чувствительности основных типов релейной защиты производится при помощи коэффициентов чувствительности.

Задание на проектирование

1. Для всех видов оборудования подстанции выбрать объем и вид устройств релейной защиты и автоматики и разместить их на схеме подстанции в соответствиями с рекомендациями ПУЭ.

2. Выполнить расчет токов КЗ для максимального и минимального режимов работы энергосистемы с учетом действия РПН трансформатора.

3. Выполнить расчет релейной защиты и автоматики и разработать принципиальные схемы для следующего оборудования:

1. Силовой трансформатор ГПП;

2. Отходящая кабельная линия длиной 800 м;

3. Трансформатор собственных нужд;

4. Высоковольтный двигатель;

5. Секционный выключатель;

6. Конденсаторная батарея.

4. Согласно проекту «Электрические станции и подстанции» принять оперативный ток.

1. Выбор необходимого объёма релейной защиты и автоматики

Объём защит и автоматики на всех присоединениях проектируемой подстанции предусматривается согласно ПУЭ. Выбранный объем релейной защиты и автоматики приведен в нижеследующих таблицах.

Таблица 1.1 Защита силового трансформатора ТРДЦН — 63 000/220

Наименование повреждения

Наименование РЗиА

Пункт ПУЭ

Условные обозначения

Повреждения внутри кожуха

Газовая защита

3.2. 53

ГЗТ

Повреждения на выводах и внутренние повреждения

Продольная дифференциальная токовая

защита

3.2. 54

ДЗТ

Защита от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными КЗ

Максимальная токовая зашита

3.2. 59

МТЗ

Защита от токов, обусловленных перегрузкой

Максимальная токовая защита с действием на сигнал

3.2. 69

МТЗ

Обесточивание электроустановок потребителей

Автоматическое повторное включение

3.3. 26

АПВ

Большие отклонения активной и реактивной мощности в часы больших и малых нагрузок сети

Автоматическое регулирование напряжения трансформатора

3.3. 61

АРНТ

Таблица 1.2 Защита трансформатора собственных нужд ТМ-10−250 У1

Наименование повреждения

Наименование РЗиА

Пункт ПУЭ

Условные обозначения

Повреждения на выводах и внутренние повреждения

Токовая отсечка

3.2. 54

ТО

Защита от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными КЗ

Максимальная токовая зашита

3.2. 60

МТЗ

Защита от токов, обусловленных перегрузкой

Максимальная токовая защита с действием на сигнал

3.2. 69

МТЗ

Защита от однофазных замыканий на землю

Максимальная токовая зашита нулевой последовательности

3.2. 97

МТЗ0

Таблица 1.3 Защита отходящей кабельной линии

Наименование повреждения

Наименование РЗиА

Пункт ПУЭ

Условные обозначения

Многофазные замыкания

Токовая отсечка

3.2. 93

ТО

Максимальная токовая зашита

3.2. 93

МТЗ

Однофазные замыкания

Максимальная токовая зашита нулевой последовательности

3.2. 97

МТЗ0

По требованию селективности для быстродействия

Продольная дифференциальная токовая защита

3.2. 94

ДЗЛ

Таблица 1.4 Защита секционного выключателя

Наименование повреждения

Наименование РЗиА

Пункт ПУЭ

Условные обозначения

Многофазные замыкания

Токовая отсечка

3.2. 129

ТО

Максимальная токовая зашита

3.2. 129

МТЗ

Резервная защита

Автоматическое включение резерва

3.3. 30

АВР

Таблица 1.5 Защита синхронных двигателей СТД-630−23УХЛ4

Наименование повреждения

Наименование РЗиА

Пункт ПУЭ

Условные обозначения

Защита от токов многофазного КЗ

Токовая отсечка

5.3. 46

ТО

Защита от однофазных замыканий на землю

Максимальная токовая зашита нулевой последовательности

5.3. 48

МТЗ0

Защита от перегрузки

Максимальная токовая зашита с действием на сигнал

5.3. 49

МТЗ

Защита от асинхронного режима

Максимальная токовая зашита

5.3. 50

МТЗ

Снижение напряжения или потеря питания

Защита минимального напряжения

5.3. 53

Umin

Таблица 1.6 Защита конденсаторных установок УКЛ-10,5−3150

Наименование повреждения

Наименование РЗиА

Пункт ПУЭ

Условные обозначения

Защита от токов КЗ

Максимальная токовая зашита (без выдержки времени)

5.6. 16

МТЗ

Защита от повышения напряжения

Реле максимального напряжения

5.6. 17

Uмах

Защита от перегрузки токами высших гармоник

Максимальная токовая защита

5.6. 18

МТЗ

Таблица 1.1. Спецификация схемы подстанции.

Обозначение на схеме

Наименование

Тип

Примечание

ТА1, ТА2

Измерительный трансформатор тока

ТФЗМ-220Б-1−200 У1

ТА3. ТА6

Измерительный трансформатор тока

ТПШЛ-10−2000У3

ТА7,ТА8,ТА10,ТА11

Измерительный трансформатор тока

ТЛ-10−300У3

ТА12,ТА42

Измерительный трансформатор тока

ТЛК-10−600У3

ТА15. ТА26;

ТА30. ТА41

Измерительный трансформатор тока

ТЛК-10−600У3

ТА9,ТА28

Измерительный трансформатор тока

ТЛК-10−2000У3

ТА27,ТА29

Измерительный трансформатор тока

ТЛ-10−100У3

Q1,Q2

Выключатель

ВГТ-220II-40/2500У1

Q3. Q6

Выключатель

ВВЭ-М-10−31,5/2500У3

Q7,Q8,

Q10. Q27

Q29. Q44

Выключатель

ВВЭ-М-10−31,5/630У3

Q9,Q28

Выключатель

ВВЭ-М-10−31,5/1000У3

М1. М4

Синхронный двигатель

СТД-630−23УХЛ4

CB1. CB4

Конденсаторная установка

УКЛ-10,5−3150У3

Трансформатор собственных нужд

ТМ-10−250У1

2. Расчет токов короткого замыкания

2.1 Расчет параметров схемы замещения сети

Расчетная схема для расчетов токов короткого замыкания для двухтрансформаторной подстанции приведена на рис. 2. 1

Рис. 2.1 Расчетная схема для расчетов токов короткого замыкания.

Для максимального и минимального режимов работы по результатам курсового проекта «Электрические станции и подстанции» рассчитываем:

— результирующее сопротивление до точки К1 в максимальном режиме системы, о.е. ;

— результирующее сопротивление до точки К1 в минимальном режиме системы, о.е.

Так как расчет токов КЗ производится в именованных единицах, необходимо результирующие сопротивления перевести в именованные единицы

где кВ; МВА;

(Ом);

(Ом);

Расчет сопротивления трансформаторов:

Для трансформаторов с РПН сопротивление будет зависеть от положения переключателя в максимальном и минимальном режиме. При этом сопротивление трансформатора в максимальном режиме определяется при минимальном напряжении системы, а в минимальном режиме должно соответствовать максимально возможному напряжению системы:

При расчете сопротивления трансформатора в минимальном режиме в формулу подставляем В, т.к. =>В.

2.2 Расчет токов КЗ на шинах ГПП

2.2.1 Расчет токов КЗ в точке К1

Ток КЗ в максимальном режиме определяется при номинальных напряжениях сети:

;

(кА);

Ток КЗ в минимальном режиме работы определяется при максимальных напряжениях сети:

;

(кА);

2.2.2 Расчет токов КЗ в точке К2

Ток КЗ в максимальном и минимальном режимах, приведенные к стороне ВН:

;

;

(кА);

(кА);

Токи КЗ, приведенные к стороне НН:

;

;

(кА);

(кА);

Результирующие сопротивления системы до шин НН подстанции:

(Ом);

(Ом);

2.2.3 Расчет токов КЗ в точке К3

Марка кабеля ПвП-10−3*185. Длина кабельной линии составляет 800 м.

Сопротивление кабельной линии:

,

где l — длина кабеля;

х0 =0,082 Ом/км — индуктивное сопротивление 1 км кабеля;

п — число параллельно включенных кабелей;

(Ом);

Токи КЗ в максимальном и минимальном режимах работы:

,

.

(кА);

(кА);

2.2.4 Расчет токов КЗ в точке К4

Сопротивление трансформатора собственных нужд, приведенное к стороне ВН подстанции:

(Ом);

Ток КЗ в максимальном и минимальном режимах работы, приведенные к стороне ВН подстанции:

;

(кА);

;

(кА);

2.2. 5 Расчет токов КЗ в точке К5

Мощность синхронного двигателя СТД-630−23УХЛ4:

(МВА);

Сверхпереходное ЭДС:

;

Сверхпереходное сопротивление:

;

(кВ);

(Ом);

Тогда:

;

(кА);

2.2.6 Расчет токов КЗ в точке К6

Мощность асинхронного двигателя ВАО2 560LB-4:

(МВА);

Сверхпереходное ЭДС:

;

Сверхпереходное сопротивление:

;

(кВ);

(Ом);

Тогда:

;

(кА);

3. Расчёт защиты силового трансформатора

Рис. 3.1. Расчетная схема трансформатора

3.1 Расчёт максимальной токовой защиты на стороне ВН

Номинальный ток трансформатора на стороне ВН для среднего положения РПН:

;

(кА);

Сопротивление обобщённой нагрузки определяется по формуле:

;

Приближенный расчёт коэффициента самозапуска производится при учёте промышленной нагрузки сопротивлением обобщённой нагрузки.

(Ом);

Ток самозапуска определяется:

;

(кА);

Коэффициент самозапуска определяется по формуле:

;

; Максимальный нагрузочный ток определяется по формуле:

;

(кА);

Ток срабатывания защиты:

;

где — коэффициент надёжности;

— коэффициент возврата,;

(А);

Ток срабатывания реле защиты:

;

где — коэффициент трансформации трансформаторов тока;

(А);

Принимаем реле типа РТ-40/50 с уставкой 30 А.

Минимальный ток двухфазного КЗ для схемы треугольник определяется по формуле:

;

(А);

Чувствительность МТЗ оценивается коэффициентом чувствительности, который определяется:

,

< 1,5;

Для повышения чувствительности защиты следует принять МТЗ с блокировкой по напряжению.

Определим ток срабатывания защиты:

(кА);

где — ток нагрузки длительно нормального режима (=1,4?);

(кА);

(А);

Принимаем реле РТ-40/20 с уставкой 15 А.

Коэффициент чувствительности МТЗ с блокировкой по напряжению определяется:

> 1,5.

Таким образом, защита является достаточно чувствительной.

Уставка реле РН-54/160 по напряжению:

, В

где — минимальное рабочее напряжение, В;

;;

(В);

Принимаем уставку 68 В.

3.2 Расчёт максимальной токовой защиты на стороне НН

Номинальный ток трансформатора на стороне НН для среднего положения РПН:

(кА);

Сопротивление обобщённой нагрузки определяется:

(Ом);

Ток самозапуска определяется:

(кА);

Коэффициент самозапуска определяется:

; Максимальный нагрузочный ток определяется:

(кА);

Ток срабатывания защиты:

(А);

Ток срабатывания реле защиты для схемы звезды:

(А);

Принимаем реле типа РТ-40/50 с уставкой 20 А.

Минимальный ток двухфазного КЗ определяется:

(А);

Чувствительность МТЗ оценивается коэффициентом чувствительности, который определяется:

> 1,5;

Защита имеет достаточную чувствительность.

3.3 Расчет токовой отсечки

Ток срабатывания отсечки:

(А);

Ток срабатывания реле для схемы треугольника:

(А);

Принимаем реле типа РТ-40/6 с уставкой 5 А.

Минимальный ток в реле при 2-фазном к.з. :

(А);

Коэффициент чувствительности токовой отсечки:

;

т.е. защита имеет достаточную чувствительность к токам к.з. на выводах ВН.

3.4 Выбор выдержки времени МТЗ трансформатора

Принимаем:

1. Выдержку времени на отходящих линиях НН с.

2. МТЗ на секционном выключателе вводится только на момент включения при работе АВР и не имеет выдержки времени.

Тогда:

с.

с.

3.5 Расчет дифференциальной токовой защиты

Вторичные токи в плечах дифференциальной защиты приведены в таблице 3.3.1.

Таблица 3.3.1 Расчет вторичных токов

Наименование величины

Численные значения для стороны

220 кВ

10 кВ

Первичный номинальный ток трансформатора, А

160

1730

Коэффициент трансформации трансформаторов тока

200/5

2000/5

Схемы соединения обмоток трансформатора

Y

Д

Схемы соединения трансформаторов тока

Д

Y

Вторичный ток в плечах дифференциальной защиты, А

А

А

Расчёт дифференциальной защиты с реле типа РНТ-565:

Первичный ток небаланса без учёта погрешности выравнивания, определяется по формуле:

(А);

где, ,;

(А);

Предварительное значение тока срабатывания выбирается большим из двух условий:

— по условию отстройки от тока небаланса:

;

где — коэффициент надёжности, учитывающий ошибку реле и необходимый запас, принимаем равным 1,3;

— по условию отстройки от броска тока намагничивания:

;

где — коэффициент отстройки защиты от бросков тока намагничивания, принимаем равным 4.

1.;

(А);

2.;

(А);

Определяющим будет являться второе условие.

Предварительная проверка чувствительности защиты для двухфазного КЗ:

(А);

Ток срабатывания реле защиты:

(А);

Коэффициент чувствительности:

> 2;

Чувствительность защиты с РНТ-565 достаточна.

Определим число витков уравнительных обмоток реле РНТ. Результаты расчета сводим в таблицу 3.3.2.

Таблица 3.3.2 Определение числа витков

п/п

Обозначение величины и

расчетного выражения

Численное значение

1

(сторона ВН)

13,33 А

2

100/13,33=7,5 вит.

3

(ближайшее меньшее число)

7

4

100/7=14,286 А

5

=

А

6

=

А

7

8

(ближайшее целое число)

6 вит.

9

А

10

с учетом

236,8−52,86=183,94 А

11

с учетом

1,3*183,94=239,1< 307,84

12

Окончательно принятые числа витков:

(сторона НН)

(сторона ВН)

7 вит

6 вит

Чувствительность защиты

Ток срабатывания реле защиты

А

Коэффициент чувствительности

< 2.

Защита не удовлетворяет требованиям чувствительности. Делаем вывод, что дифференциальная защита с реле типа РНТ-565 недостаточно чувствительна, поэтому следует рассмотреть дифференциальную защиту с реле типа ДЗТ.

Ток срабатывания защиты выбирается только по условию отстройки от бросков тока намагничивания.

Определим значения коэффициента надежности

%,

Ом.

при Ом получим

Ом,

Тогда коэффициент надежности будет равен

.

Ток срабатывания дифференциальной защиты по условию отстройки от тока намагничивания

А.

Результаты определения числа витков уравнительных обмоток реле ДЗТ приведены в таблице 3.3.3.

Таблица 3.3.3.

Определение числа витков

№ п/п

Обозначение величины и расчетного выражения

Численное значение

1

А

2

100/7,62 = 13,12 вит

3

13 вит

4

(сторона НН)

А

5

вит

6

10 вит

7

А

8

с учетом

А

9

Окончательно принятые числа витков:

(сторона НН)

(сторона ВН)

10 вит

13 вит

10

Проверка

,

.

Число витков тормозной обмотки реле ДЗТ-11 определяется по формуле:

, (3.3.9.)

где - первичный ток небаланса, А;

- расчётное число витков рабочей обмотки реле на стороне, где включена тормозная обмотка, НН. Принимается ближайшее число витков тормозной обмотки

(1,3,5,7,9,11,13,18,24);

— коэффициент надежности;

для реле типа ДЗТ-11.

.

Принимаем ближайшее большее число витков тормозной обмотки вит.

Чувствительность защиты

Ток срабатывания реле защиты

А

Коэффициент чувствительности

> 2.

Защита удовлетворяет требованиям чувствительности.

3.6 Газовая защита трансформатора

Газовая защита применяется для защиты трансформаторов от внутренних повреждений, связанных с выделением газа и понижением уровня масла в трансформаторе. Применяется реле BF-80/Q, в ячейке РПН — URF-25/10.

3.7 Защита от перегрузки

Защита от перегрузки устанавливается на всех трансформаторах, имеющих релейную защиту, если по режиму возможны длительные, опасные перегрузки. Используется однофазная однорелейная токовая защита, отстраивается от номинального тока трансформатора.

На стороне НН:

(А);

Ток срабатывания реле:

(А);

Выбираем реле тока РТ-40/10 с уставкой 6,5 А.

Защита действует на сигнал.

На стороне ВН:

(А);

Ток срабатывания реле:

(А);

Выбираем реле тока РТ-40/20 с уставкой 10 А.

Защита действует на сигнал.

3.8 Проверка трансформатора тока по условиям 10% погрешности

На стороне 220 кВ применяются трансформаторы тока типа ТФЗМ-220Б-1−250У1.

Определяем кратность первичного тока по формуле:

— для МТЗ:

;

; (3.6.1.)

где — коэффициент, учитывающий возможность отклонения кривых предельной кратности тока от действительных допустимых на 20%,

.

— для отсечки и дифференциальной защиты (без БНТ)

, А (3.6.2.)

где — коэффициент апериодической составляющей тока КЗ.

А

.

По кривым предельной кратности для трансформатора тока типа ТФЗМ-220Б-1−250/5:

; Ом;

; Ом.

Для схемы треугольник для обмотки с классом точности 0,5 (МТЗ):

, (3.6.1.)

Сопротивление провода:

, (3.6.2.)

где г — удельная проводимость материала провода, м/Ом?мм2, алюминий — 34,5;

l- длина провода, м

S — поперечное сечение проводника, мм.

Ом.

Для МТЗ:

Ом.

Переходное сопротивление контактов реле Ом.

Ом < 5 Ом.

Для схемы треугольник для обмотки с классом точности 10Р (РНТ):

(3.6.3.).

Для дифференциальной защиты:

Ом.

Сопротивление реле защиты от перегрузки

Ом.

Переходное сопротивление контактов реле Ом.

Ом < 5 Ом.

Трансформатор проходит по условию 10% погрешности.

На стороне 10 кВ применяются трансформаторы тока типа ТПШЛ-10−3000 У3.

Определяется кратность первичного тока для отсечки и дифференциальной защиты (без БНТ)

По кривым предельной кратности для трансформатора тока типа ТПШЛ-10−3000 У3:

; Ом;

Для схемы неполная звезда к которым подключена дифференциальная защита

,

Провод алюминиевый сечением 4 мм2, длина 50 м:

Ом.

Для дифференциальной защиты:

Ом.

Переходное сопротивление контактов реле Ом.

Ом < 1,4 Ом.

Для схемы неполная звезда к которым подключены защита от перегрузки и измерительные приборы (амперметр, счетчики активной и реактивной энергии)

,

Ом;

Ом < 1,3 Ом.

Выбранные трансформаторы тока на стороне ВН и НН проходят по условиям 10% погрешности.

Таким образом, на понижающем трансформаторе ГПП устанавливаются следующие виды защиты:

1) Максимальная токовая защита на стороне ВН;

2) Максимальная токовая защита на стороне НН;

3) Дифференциальная защита с реле типа ДЗТ;

4) Защита от перегрузки с реле РТ-40;

5) Газовая защита с реле BF-80/Q;

3. 9 Схемы защиты силового трансформатора

Рис. 3.2 Поясняющая схема защиты силового трансформатора

Рис. 3.3. Защита силового трансформатора на постоянном оперативном токе. Токовые цепи и цепи напряжения.

Рис. 3.4. Защита силового трансформатора на постоянном оперативном токе.

Оперативные цепи. Сторона В Н.

Рис. 3.5. Защита силового трансформатора на постоянном оперативном токе. Оперативные цепи. Сторона Н Н. Выключатель Q2.

Рис. 3.6. Защита силового трансформатора на постоянном оперативном токе.

Цепи сигнализации.

Таблица 3.8.1. Спецификация для схем защиты силового трансформатора.

Обозначение на схеме

Количество

Наименование

Тип

Примечание

КА1, КА2

2

Реле тока

РТ-40/20

Iуст=15 А

КА6

1

Реле тока

РТ-40/20

Iуст=10 А

КА3,КА4,КА5

3

Реле тока

РТ-40/6

Iуст=5 А

КА7, КА8, КА10, КА11

4

Реле тока

РТ-40/50

Iуст=20 А

КА9, КА12

2

Реле тока

РТ-40/10

Iуст=6,5 А

КАW1, КAW2

2

Реле с быстронасыщающимся трансформатором тока

РНТ-565

WурI=10 вит

WурII=13 вит

WT =6 вит

КV1, КV2

4

Реле напряжения

РН-54/160

Uуст=68 В

SA

2

Ключ вторичных цепей

МКВ

KL

10

Промежуточное реле

РП-23

КТ1

2

Реле времени

ЭВ-124

tуст=1,55 с

КТ2

Реле времени

ЭВ-124

tуст=1,5 с

KQQ1… KQQ3

3

Реле фиксации команды включения

РП8

KQC1… KQC3

3

Реле положения выключателя «включено»

РП-23

KQT1… KQT3

3

Реле положения выключателя «отключено»

РП-23

КВS

1

Блокировка от многократных включений

РП-232

КН1… КН16

16

Указательное реле

РУ-21

КМ1

2

Контактор

КSG1

1

Газовое реле

BF-80/Q

КSG2

1

Газовое реле

URF-25/10

YAT1, YAT2

2

Электромагнит отключения

SF1… SF2

2

Выключатель автоматический

АП-50

ТА1

3

Трансформатор тока

ТФЗМ-220Б-1

ТА2, ТА3

4

Трансформатор тока

ТШЛК-10−2000

Q1

1

Выключатель

ВГТ-220II-40/2500У1

Q2, Q3

2

Выключатель

ВВЭ-М-10−31,5/1600У3

4. Расчет релейной защиты трансформатора собственных нужд

В курсовом проекте по дисциплине «Электрические станции и подстанции» в качестве трансформатора собственных нужд для главной понизительной подстанции выбран трансформатор типа ТМ-250−10/0,4 кВ,, группа соединений обмоток Y/Y-0.

4.1 Расчет максимальной токовой защиты ТСН

Номинальный ток трансформатора на стороне 10 кВ:

(кА);

Сопротивление обобщенной нагрузки, приведенной к НН:

(Ом);

Ток самозапуска двигателей:

(кА);

Коэффициент самозапуска:

;

Максимальный нагрузочный ток:

(А);

Ток срабатывания защиты:

(А);

Ток срабатывания реле:

А;

Принимаем реле РТ-40/6 с уставкой 3,5 А.

Минимальный ток 2-фазного к.з. для схемы неполной звезды:

А;

Коэффициент чувствительности:

;

т.е. защита имеет достаточную чувствительность при 2-фазном к.з.

При однофазном к.з. за трансформатором со схемой соединения Y/Y-0:

(А);

Ток однофазного к.з., приведенный к стороне 10 кВ:

(А);

Ток в реле:

(А);

Коэффициент чувствительности МТЗ на стороне 10 кВ:

;

Для трехрелейной схемы:

;

Защита не удовлетворяет требованиям чувствительности, поэтому дополнительно устанавливается специальная защита нулевой последовательности на стороне 0,4 кВ.

Ток срабатывания защиты:

(А);

Определим коэффициент трансформации трансформатора тока:

Выбираем трансформатор тока с коэффициентом трансформации 100/5

Ток в реле

Принимаем к установке реле РТ-40/10 с уставкой 9,5 А.

Коэффициент чувствительности:

;

т.е. защита удовлетворяет требованиям чувствительности.

Селективность должна быть согласована с отключающими аппаратами на напряжение 0,4 кВ.

4.2 Расчет токовой отсечки

Ток срабатывания отсечки:

(А);

Ток срабатывания реле:

(А);

Принимаем реле типа РТ-40/50 с уставкой 22 А.

Минимальный ток в реле при 2-фазном к.з. :

(А);

Коэффициент чувствительности токовой отсечки:

;

т.е. защита имеет достаточную чувствительность.

4.3 Схемы защит трансформатора собственных нужд

Рис. 4.1. Схема защиты трансформатора собственных нужд.

Поясняющая схема.

Рис. 4.2. Схема защиты трансформатора собственных нужд.

релейный защита автоматика замыкание

Оперативные цепи.

Рис. 4.3. Схема защиты трансформатора собственных нужд.

Цепи сигнализации.

Таблица 4.3.1. Спецификация для схем защиты трансформатора собственных нужд.

Буквенное обозначение

Коли-чество

Наименование

Тип

Примечание

КА1, КА2

2

Реле тока

РТ-40/50

Iуст=22 А

КА3- КА5,

3

Реле тока

РТ-40/6

Iуст=3,5 А

КА6

1

Реле тока

РТ-40/10

Iуст=9,5 А

SA

1

Ключ вторичных цепей

МКВ

KL

1

Промежуточное реле

РП-23

КТ

1

Реле времени

ЭВ-124

tуст=0,5 c

KQQ

1

Реле фиксации команды включения

РП8

KQC1

1

Реле положения выключателя «включено»

РП-23

КН1… КН4

4

Указательное реле

РУ-21

КМ

1

Контактор

YAT1

1

Электромагнит отключения

SF1

1

Выключатель автоматический

АП-50

ТА1, ТА2

3

Трансформатор тока

ТЛК-10−100

Q1

1

Выключатель

ВВЭ-М-10−31,5/630У3

5. Расчет защиты кабельных линий

Выполним расчет защиты кабельной линии с кабелем марки ПвП-3*185, длиной 0,8 км, напряжением 10 кВ. Максимальный нагрузочный ток в утяжеленном режиме 446 А.

5.1 Расчет максимальной токовой защиты

Максимальная нагрузка:

(МВА);

Сопротивление обобщенной нагрузки:

(Ом);

Ток самозапуска двигателей:

(кА);

Коэффициент самозапуска:

;

Ток срабатывания защиты:

(кА);

Ток срабатывания реле:

(А);

Принимаем реле РТ-40/20 с уставкой 14 А.

Минимальный ток 2-фазного к.з. за кабелем:

(А);

Коэффициент чувствительности:

;

т.е. защита имеет достаточную чувствительность при 2-фазном коротком замыкании.

5.2 Расчет токовой отсечки

Ток срабатывания отсечки:

(А);

Ток срабатывания реле:

(А);

Принимаю реле типа РТ-40/200 с уставкой 135 А.

Минимальный ток в реле:

(А);

Коэффициент чувствительности токовой отсечки:

;

т.е. защита имеет недостаточную чувствительность к токам короткого замыкания.

5.3 Расчет продольной дифференциальной защиты

Принимаем коэффициент фильтра.

Максимальный вторичный ток, на который включается защита:

(А);

По табл. 8.1. определяем коэффициент, вторичный ток срабатывания защиты А.

Коэффициент чувствительности:

;

т.е. защита обладает достаточной чувствительностью.

5.4 Расчет МТЗ нулевой последовательности

Емкостной ток замыкания на землю кабельной линии:

(А);

Емкостной ток замыкания на землю секции шин:

(А);

(А);

Ток срабатывания реле РТ-40/6 принимаем равным 3,5 А.

Коэффициент чувствительности:

;

т.е. защита имеет достаточную чувствительность.

5. 5 Схемы релейной защиты кабельных линий 10 кВ

Рис. 5.1. Защита кабельной линии 10 кВ на постоянном токе.

Поясняющая схема. Токовые цепи.

Рис. 5.2. Защита кабельной линии 10 кВ на постоянном токе.

Оперативные цепи.

Рис. 5.3. Защита кабельной линии 10 кВ на постоянном токе.

Цепи сигнализации.

Таблица 5.1. Спецификация для схем защиты кабельной линии.

Буквенное обозначение

Коли-чество

Наименование

Тип

Примечание

КА1, КА2

2

Реле тока

РТ-40/20

Iуст=14 А

КА3

1

Реле тока

РТ-40/10

Iуст=5,2 А

SA

1

Ключ вторичных цепей

МКВ

KL

1

Промежуточное реле

РП-23

КТ

1

Реле времени

ЭВ-124

tуст=0,5 c

KQQ

1

Реле фиксации команды включения

РП8

KQC1

1

Реле положения выключателя «включено»

РП-23

КН1… КН3

3

Указательное реле

РУ-21

КМ

1

Контактор

YAT1

1

Электромагнит отключения

SF1

1

Выключатель автоматический

АП-50

ТА1, ТА2, ТА3

6

Трансформатор тока

ТЛК-10−600

Q1

1

Выключатель

ВВЭ-М-10−31,5/630У3

6. Расчет релейной защиты электродвигателя

Выполним расчет релейной защиты синхронного двигателя типа СТД-630−23УХЛ4 номинальной мощностью 700 кВА, подключенного к шинам 10 кВ ГПП через кабель марки ПвП-3*185. Защиту выполним с помощью микропроцессорного комплекса Sepam 1000+ серии M81.

Номинальный ток двигателя:

(А);

6.1 Расчет токовой отсечки

Токовая отсечка является основной защитой от коротких замыканий в обмотке статора.

Ток срабатывания отсечки:

(А);

Определяющим будет являться второе условие.

Ток срабатывания реле:

(А);

Выбираем реле РТ-40/6 с уставкой 3 А.

Минимальный ток в реле при двухфазном к.з. :

(А);

Коэффициент чувствительности:

;

Защита обладает достаточной чувствительностью.

6.2 Защита от замыканий на землю в обмотке статора

Защита должна действовать на отключение двигателя при токе замыкания на землю более 5 А.

Ток срабатывания защиты определяется из условия надежной отстройки от броска собственного емкостного тока.

Емкость фазы статора двигателя:

(Ф);

Емкостной ток двигателя:

(А);

Собственный емкостный ток линии:

,

где А/км — собственный емкостный ток единицы длины линии;

— длина линии, км;

— число проводов в фазе;

(А);

Суммарный емкостный ток защищаемого присоединения:

;

(А);

Первичный ток срабатывания защиты:

;

где;

(А);

Защита является чувствительной, если ток срабатывания защиты больше суммарного емкостного тока защищаемого присоединения.

6.3 Защита от перегрузки

В качестве защиты двигателя от перегрузки используется МТЗ с выдержкой времени, отстраиваемой от времени пуска.

Ток срабатывания защиты:

(А);

Ток срабатывания реле:

(А);

6.4 Защита минимального напряжения

Пусковое сопротивление двигателя:

(Ом);

Мощность обобщенной нагрузки секции:

(МВА);

Сопротивление обобщенной нагрузки:

;

(Ом);

Эквивалентное пусковое сопротивление:

;

(Ом);

Ток самозапуска:

;

(кА);

Коэффициент замозапуска:

;

;

Остаточное напряжение на зажимах двигателя:

(В);

(%);

Синхронный двигатель может быть включён в работу путём ресинхронизации. Если по условиям технологии пуск двигателя невозможен, на него следует установить защиту минимального напряжения.

Напряжение срабатывания:

;

(В);

Напряжение срабатывания реле:

;

(В);

6.5 Защита от асинхронного режима и защита от потери возбужения

Микропроцессорный комплекс Sepam 1000+ серии M81 позволяет осуществлять защиту от асинхронного хода синхронных машин и защиту от потери возбуждения.

6.6 Схемы релейной защиты синхронного двигателя приведены на рис. 6. 1−6. 3:

Рис. 6.1 Защита синхронного двигателя 10 кВ мощностью 630 кВт.

Поясняющая схема. Токовые цепи.

Рис. 6.2. Защита синхронного двигателя 10 кВ мощностью 630 кВт на постоянном оперативном токе. Оперативные цепи.

Рис. 6.3. Защита синхронного двигателя 10 кВ мощностью 630 кВт на постоянном оперативном токе. Цепи сигнализации.

Таблица 6.1. Спецификация для схем защиты синхронного двигателя.

Буквенное обозначение

Коли-чество

Наименование

Тип

Примечание

А1

1

микропроцессорный комплекс Sepam 1000+

серия M81

А2

1

Блок управления выключателем

R1

1

Резистор

С5−35В-25

KL1

1

Промежуточное реле

РП-23

SA

1

Переключатель

ПК-16−12С

SBT

1

Выключатель кнопочный

РУ5-РУ9

5

Указательное реле

РУ-21

КМ

1

Контактор

YAT1

1

Электромагнит отключения

SF2

1

Выключатель автоматический

АП-50

ТА1,ТА2

4

Трансформатор тока

ТЛК-10−600

Q1

1

Выключатель

ВВЭ-М-10−31,5/630У3

7. Расчет защиты секционного выключателя

7.1 Максимальная токовая защита

Применяется максимальная токовая защита с ускорением после АВР.

Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального тока одной секции с учётом самозапуска электродвигателей после работы АВР.

Номинальный ток обмотки трансформатора на стороне НН:

(кА);.

Сопротивление обобщенной нагрузки одной секции шин НН:

Ом.

Ток самозапуска двигателей одной секции

кА.

Коэффициент самозапуска

.

Максимальный нагрузочный ток

кА.

Ток срабатывания защиты

А.

Ток срабатывания реле

А.

Принимаем реле РТ-40/20 с уставкой 14,5 А.

Минимальный ток двухфазного КЗ

А.

Коэффициент чувствительности

> 1,5.

Защита имеет достаточную чувствительность.

Рис. 7.1. Релейная защита и автоматика секционного выключателя. Поясняющая схема. Токовые цепи. Цепи напряжения. Пусковые органы АВР.

Рис. 7.2. Релейная защита и автоматика секционного выключателя. Оперативные цепи. Цепи сигнализации.

Таблица 7.1.

Спецификация для схем защиты секционного выключателя.

Буквенное обозначение

Коли-чество

Наименование

Тип

Примечание

КА1, КА2

2

Реле тока

РТ-40/20

Iуст= 14,5 А

SA

1

Ключ вторичных цепей

МКВ

KV1… KV4

4

Реле напряжения

РН-54

KL1… KL3

3

Промежуточное реле

РП-23

КТ

1

Реле времени

ЭВ-122

tуст=2,05 с

KQC

1

Реле положения выключателя «включено»

РП-23

КН1… КН3

3

Указательное реле

РУ-21

КМS

1

Контактор

SF1, SF2

2

Выключатель автоматический

АП-50

KQQ

1

Реле фиксации команды включения

РП8

YATS

1

Электромагнит отключения

KB

1

Реле блокировки

РП-251

ТА1, ТА2

2

Трансформатор тока

ТПШЛ-10−2000У3

TV1,TV2

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-10−66

Q1

1

Выключатель

ВВЭ-М-10−31,5/1000У3

8. Расчет защиты конденсаторной установки.

Номинальный ток конденсаторной установки

8.1 МТЗ от междуфазных КЗ без выдержки времени

Ток срабатывания защиты

, А (8.1.1.)

где.

, А

Ток срабатывания реле защиты

А.

Принимаем реле РТ-40/10 с уставкой 7,5 А.

Минимальный ток реле при двухфазном КЗ

А.

Коэффициент чувствительности

>1. 5

Защита имеет достаточную чувствительность при двухфазном КЗ.

8.2 Защита от перегрузок токами высших гармоник

Ток срабатывания защиты

А.

Время срабатывания защиты

с.

8.3 Защита от повышения напряжения

Напряжение срабатывания защиты

кВ.

Напряжение срабатывания реле

В.

Выбираем реле РН-53/200 с уставкой 185; с.

8.4 Схемы защиты конденсаторной установки

Рис 8.1. Схема управления защиты и автоматики конденсаторной установки. Поясняющая схема

Рис. 8.2. Схема управления защиты и автоматики конденсаторной установки. Оперативные цепи.

Рис. 8.3. Схема управления защиты и автоматики конденсаторной установки. Цепи сигнализации.

Таблица 8.1. Спецификация для схем защиты конденсаторной установки.

Буквенное обозначение

Количество

Наименование

Тип

Примечание

КА1, КА2, КА3

3

Реле тока

РТ-40/10

Iуст= 7,5 А

KVА

1

Реле напряжения

РН-53/200

KL1… KL3

3

Промежуточное реле

РП-23

SA

1

Ключ вторичных цепей

МКВ

КТ1, КТ2,

КТ4

3

Реле времени

ВС-10−34

tуст=3 мин

КТ3

1

Реле времени

ЭВ-124

tуст=0.5 c

KQQ

1

Реле фиксации команды включения

РП8

KQC

1

Реле положения выключателя «включено»

РП-23

КМ

1

Контактор

КН1… КН4

4

Указательное реле

РУ-21

YAT1

1

Электромагнит отключения

SF1, SF2

2

Выключатель автоматический

АП-50

ТА1, ТА2

6

Трансформатор тока

ТЛК-10−300У3

ТА3

1

Трансформатор тока нулевой последовательности

ТЗЛК-1У3

Q1

1

Выключатель

ВВЭ-М-10−31,5/630 У3

9. Автоматика понизительной подстанции

9.1 Автоматическое повторное включение (АПВ)

Устройство АПВ предусматривают на выключателях всех воздушных и кабельных линий электропередач, сборных шинах подстанций, если эти шины не являются элементами КРУ, понижающих трансформаторов однотрансформаторных подстанций.

На главных понизительных подстанциях, трансформаторах подстанции устанавливаются устройства АПВ при наличии дифференциальной защиты сборных шин напряжением 35, 110 и 220 кВ. Пуск АПВ осуществляется от дифференциальной защиты шин при успешном АПВ на питающёй линии. АПВ должно контролировать наличие напряжения на шинах (АПВНН).

На отходящих кабельных линиях 6−10 кВ должно устанавливаться частотное АПВ (ЧАПВ), если принято решение об установке АЧР на подстанции. Пуск устройства ЧАПВ производится при восстановлении частоты до заданной установки срабатывания.

На электродвигателях должно устанавливаться в том случае, если двигатели отключились от защиты минимального напряжения, а их самозапуск невозможен по условиям остаточного напряжения.

Выдержка АПВ выбирается из следующих условий:

—, с, (7.1.1.)

где — время готовности привода в зависимости от типа привода с;

с. (7.1.2.)

—, с,

где — время готовности выключателя, для вакуумных выключателей с;

— время включения выключателя.

с.

— с, (7.1.3.)

где — время деионизации среды, для сетей 220 кВ с.

с.

—, с, (7.1.4.)

где — время срабатывания защиты минимального напряжения на электродвигателях не предназначенных для самозапуска, с.

с.

Принимаем время действия АПВ равным 0,7 с.

9.2 Автоматическое включение резерва (АВР)

Устройства АВР устанавливаются на подстанциях, для которых предусматриваются два или более источников питания, работающих раздельно в нормальном режиме. При использовании схем с неявным резервом устройства АВР устанавливается на секционных выключателях.

При выполнении пусковых органов АВР на реле напряжения рекомендуется применять напряжение срабатывания минимальных реле напряжения.

, (7.2.1.)

кВ.

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

, (7.2.2.)

В.

Время действия АВР выбирается исходя из следующих условий:

— По условию отстройки от времени срабатывания технологических защит, в зоне действия которых КЗ могут вызывать снижение напряжения срабатывания.

(7.2.3.)

с.

— По условию согласования действия АВР с защитой минимального напряжения электродвигателей и других устройств автоматики (АВР, АПВ):

, (7.2.4.)

где — время действия АВР на более высоком уровне (ближе к источнику питания).

Принимаем время действия АВР равным 1,2 с.

9.3 Автоматическая частотная разгрузка

Устройства АЧР предусматривают на подстанциях части промышленных предприятий для отключения части электроприемников при возникновении в питающей энергосистеме дефицита активной мощности, сопровождающегося снижением частоты до аварийного низкого уровня.

К устройствам АЧР на напряжении 10 кВ подключаются приёмники III и II категории по надёжности электроснабжения, отключение которых не ведёт к невосполнимому недоотпуску продукции.

Схемы на подстанции целесообразно разрабатывать с учетом блокирования устройств АПВ и АЧР при отключении потребителей от АЧР.

9.4 Автоматическое регулирование напряжения трансформатора (АРНТ)

Устройство АРНТ на подстанциях промышленных предприятий устанавливаются в том числе, если электроприёмники предприятия имеют суточные графики нагрузки с большими отклонениями активной и реактивной мощности в часы больших и малых нагрузок сети, это приводит к недопустимым по ГОСТу 13 109−97 отклонениям напряжения на шинах 10 кВ понизительных подстанций потребителей (±10%).

Для решения вопроса о применении АРНТ следует найти диапазон изменения напряжения в режимах максимальных и минимальных нагрузок энергосистемы и больших и малых нагрузок промышленных сетей:

— для минимального режима:

, (7.4.1.)

— для максимального режима:

, (7.4.2.)

Если > 20%, следует устанавливать АРНТ.

Рассмотрим суточный график нагрузки, приведенный в курсовом проекте по дисциплине «Электрические станции и подстанции»:

, МВт;, МВт;

, Мвар;, Мвар.

Индуктивные сопротивления трансформаторов:

Ом

Ом

Активные сопротивления с учётом регулирования РПН:

, (7.4.3.)

, (7.4.4.)

Ом,

Ом.

Активные и реактивные сопротивления трансформатора на среднем положении РПН:

, (7.4.5.)

Ом.

, (7.4.6.)

Ом.

Напряжение на шинах низшего напряжения без регулирования в минимальном режиме:

, (7.4.7.)

кВ;

, (7.4.8.)

кВ;

, (7.4.9.)

кВ;

, (7.4. 10.)

кВ.

Диапазон изменений напряжений:

% > 20%.

Целесообразна установка АРНТ.

Определим диапазон на шинах 10 кВ при автоматическом регулировании напряжения:

, (7.4. 11.)

кВ;

кВ;

, (7.4. 12.)

кВ;

, (7.4. 13.)

кВ

Диапазон изменений напряжений:

< 20%.

Определим положение переключателя РПН, его следует установить в положение (установка АРНТ):

кВ;

%.

.

Принимаем -1 положение РПН.

Тогда:

, (7.4. 14.)

кВ.

, (7.4. 15.)

кВ.

Напряжение на шинах 10 кВ будет поддерживается в допустимых пределах.

Чувствительность АРНТ должна быть не выше одной ступени регулирования, т. е.

Принимаем

кВ.

Время срабатывания АРНТ выбирается из условия его несрабатывания при случайном кратковременном изменении напряжения.

мин.

Заключение

В данной курсовой работе был произведен выбор и расчет релейной защиты и автоматики главной понизительной подстанции промышленного предприятия. Выбор релейной защиты осуществлен в соответствии с ПУЭ. Были рассчитаны токи короткого замыкания для каждого присоединения. В процессе расчета релейной защиты были выбраны реле для каждого типа защиты и приняты уставки. На основании принятого количества и типов защит разработаны схемы защит для силового трансформатора, трансформатора собственных нужд, кабельных линий, электродвигателей. Все защиты имеют достаточную чувствительность.

Список используемой литературы

1. Правила устройства электороустановок. СПб.: Изд-во ДЕАН, 1999., 464с.

2. В. А. Игуменщев, В. К. Олейников, Н. Т. Патшин Релейная защита и автоматика понизительных подстанций промышленного предприятия: Учеб. пособие.- Магнитогорск: МГТУ, 2002. -79с.

3. Шабад М. А. Расчёт релейной защиты и автоматики распределительных сетей. М.: Энергоатомиздат, 1980. 296с.

4. В. А. Игуменщев, Н. Т. Патшин. Схемы релейной защиты м авоматики понизительной подстанции промышленного предприятия. Метод. Указания. Магнитогорск: МГТУ, 2001.

5. Андреев В. А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. М.: Высшая школа, 1991.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой