Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

В данном курсовом проекте расчитана релейная защита понижающего трансформатора.

Произведен выбор мощности трансформаторов на подстанции. Выбраны схемы распределительных устройств. Рассчитаны токи короткого замыкания. Выбраны выключатели, трансформаторы тока и напряжения.

Так же произведен расчет релейной защиты трансформатора подстанции 220/6 кВ. В соответствии с правилами устройств электроустановок (ПУЭ) и руководящими указаниями по релейной защите на понижающих трансформаторах с высшим номинальным напряжением 110-220кВ устанавливаются следующие защиты:

- дифференциальная токовая защита;

- газовая защита;

- максимальные токовые защиты (МТЗ) с комбинированным пуском по напряжению от КЗ;

- максимальная токовая защита от перегрузки.

В графической части приведены полная принципиальная схема подстанции, а так же чертеж релейной защиты понижающего трансформатора.

Содержание

Аннотация

Введение

1. Исходные данные

2. Выбор понижающих трансформаторов и автотрансформаторов

3. Выбор схем распределительных устройств

3.1 Выбор схемы распределительного устройства на высоком напряжении 220 кВ

3.2 Выбор схемы распределительного устройства на стороне среднего напряжения на ПС 1

3.3 Выбор схем РУ на напряжение 6 кВ

4. Расчет токов короткого замыкания

4.1 Составление расчетной схемы

4.2 Составление схемы замещения цепи и определение ее параметров

4.3 Расчет тока короткого замыкания в точке К1

4.4 Расчет тока короткого замыкания в точке К2 (параллельная работа трансформаторов)

4.5 Расчет тока короткого замыкания в точке К2 (раздельная работа трансформаторов)

5. Выбор выключателей, трансформаторов тока и напряжения

5.1 Выбор выключателей РУВН 220 кВ

5.2 Выбор измерительных трансформаторов тока 220 кВ

5.3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения 220 кВ

5.4 Выберем разъединители на стороне 220 кВ

5.5 Выбор выключателей на РУНН 6 кВ

5.6 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 6 кВ

5.6.1 Выбор измерительных трансформаторов тока

5.6.2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения 6 кВ

6. Расчет релейной защиты понижающего трансформатора

6.1 Газовая защита

6.2 Продольная дифференциальная токовая защита понижающего трансформатора

6.2.1 Расчет дифференциальной токовой защиты

6.3 Максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению трансформатора

6.4 Защита от перегрузки трансформатора

Заключение

Список литературы

Введение

В электрической части энергосистем могут возникать повреждения и ненормальные режимы работы электрооборудования электростанций и подстанций, линий электропередачи и электроустановок потребителей электроэнергии.

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

Релейная защита осуществляет непрерывный контроль за состоянием всех элементов электростанций энергосистемы и реагирует на возникновение повреждений и ненормальных режимов. При возникновении повреждений релейная защиты должна выявить поврежденный участок и отключить его от энергосистемы, воздействуя на соответствующие специальные силовые выключатели, предназначенные для размыкания токов повреждения.

При возникновении ненормальных режимов релейная защита также должна выявлять их и в зависимости от характера нарушения либо отключать оборудование, если возникла опасность его повреждения, либо производить автоматические операции, необходимые для восстановления нормального режима, либо осуществлять сигнализацию оперативному персоналу, который должен принимать меры к ликвидации ненормального режима.

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

Характерным для современных энергосистем является развитие сетей высокого и сверхвысокого напряжения, с помощью которых производится объединение энергетических систем и передача больших потоков электрической энергии от мощных электростанций к крупным центрам потребления.

В России строятся крупнейшие тепловые, гидравлические и атомные электростанции, увеличивается мощность энергетических блоков. Соответственно растет мощности электрических подстанций, усложняется конфигурация электрических сетей и повышается их нагрузка.

Рост нагрузок, увеличение протяженности линий электропередачи, ужесточение требований к устойчивости энергосистем осложняют условия работы релейной защиты и повышают требования к ее быстродействию, чувствительности и надежности.

В связи с этим идет непрерывный процесс развития и совершен-ствования техники релейной защиты, направленный на создание все более совершенных защит, отвечающих требованиям современной энергетики.

Создаются и вводятся в эксплуатацию новые защиты для дальних линий электропередач сверхвысокого напряжения, для крупных генераторов, трансформаторов и энергетических блоков. Совершенствуются способы резервирования отказа защит и выключателей. Все более определенной становится тенденция отказа от электромеханических реле и переход на статические, бесконтактные системы.

Широкое распространение в связи с этим получает применение в устройствах релейной защиты полупроводниковых приборов, микросхем и микропроцессоров. Используются ЭВМ для расчета уставок защиты, поскольку такие расчеты в современных энергосистемах очень трудоемки и занимают много времени.

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.

1. Исходные данные

В соответствии с заданием выдана структурная схема объекта и необходимые данные для проектирования курсового проекта.

- cosц=0,85 - для всех нагрузок;

- U_вн =220 кВ; U_сн =110 кВ; U_нн =6 кВ

- Р_сн = 53 МВт; Р_нн1 = 29 МВт; Р_нн2 = 49 МВт; Р_нн3 = 40 МВт;

Р_нн4 = 58 МВт;

- Токи КЗ на шинах ЭС1: I_КЗmax= 37,7 кА; I_КЗmin= 22,6 кА;

- Токи КЗ на шинах ЭС2: I_КЗmax= 25,4 кА; I_КЗmin= 15,2 кА;

- Длины линий: L_W1= 94 км; L_W2= 41 км; L_W3= 49 км; L_W4= 44 км;

L_W5= 44 км.

Рисунок 1.1 - Структурная схема

2. Выбор понижающих трансформаторов и автотрансформаторов

Нормами технологического проектирования рекомендуется устанавливать на ПС два трансформатора связи, чтобы в случае отключения одного из них оставшийся в работе смог частично или полностью обеспечить потребителей электроэнергией. Установка трех и более трансформаторов, как правило, нецелесообразно, так как приводит к существенному увеличению капитальных вложений в схему РУ. Так же НТП рекомендует устанавливать трансформаторы с расщепленной обмоткой низкого напряжения, для ограничения токов короткого замыкания.

Выбираем два параллельно работающих трансформатора. Выбранные трансформаторы должны обеспечивать питание всех потребителей при оптимальной загрузки трансформатора - (0,7-0,8) S_н.т., а в аварийном режиме один трансформатор, оставшийся в работе, обеспечит питание потребителей с учетом перегрузки на 40%. трансформатор ток замыкание

Условия выбора трансформаторов связи:

(2.1)

где U_н.вн , U_н.сн , U_н.нн, - номинальные напряжения высокой, средней и низкой стороны трансформатора соответственно;

U_уст. - установившееся напряжение в цепи;

S_н.т.- номинальная мощность трансформатора;

S_ф.т. - фактическая мощность трансформатора.

По указанным условиям определяем параметры выбираемых автотрансформаторов Т1 и Т2:

230 кВ 220 кВ

115 кВ 110 кВ

6,6 кВ 6 кВ

S_max=

S_н.т.=0,7* S_max=0,7*96,5= 67,5 MB*A

Выбираем автотрансформатор типа АТДЦТН-125000/220/110/6, проверим его:

125 МВ·А ? 67,5 МВ·А

Проверим выбранный трансформатор на режим, если один из трансформаторов аварийно отключен

т. е. в аварийном режиме при отключении одного из автотрансформаторов второй не будет перегружен свыше 40%.

По указанным условиям определяем параметры выбираемого трансформаторов Т3 и Т4:

230 кВ 220 кВ

6,6 кВ 6 кВ

S_max=

S_н.т.=0,7* S_max=0,7*57,7= 40,4 MB*A

Выбираем трансформатор типа ТРДН-63000/220/6/6, проверим его:

63 МВ·А ? 40,4 МВ·А

Проверим выбранный трансформатор на режим, если один из трансформаторов аварийно отключен

т. е. в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов второй не будет перегружен свыше 40%.

По указанным условиям определяем параметры выбираемого трансформаторов Т5 и Т6:

230 кВ 220 кВ

6,6 кВ 6 кВ

S_max=

S_н.т.=0,7* S_max=0,7*47,1 = 32,9 MB*A

Выбираем трансформатор типа ТРДН-63000/220/6/6, проверим его:

63 МВ·А ? 32,9 МВ·А

Проверим выбранный трансформатор на режим, если один из трансформаторов аварийно отключен

т. е. в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов второй не будет перегружен свыше 40%.

По указанным условиям определяем параметры выбираемого трансформаторов Т7 и Т8:

230 кВ 220 кВ

6,6 кВ 6 кВ

S_max=

S_н.т.=0,7* S_max=0,7*68,2 = 47,8 MB*A

Выбираем трансформатор типа ТРДН-63000/220/6/6, проверим его:

63 МВ·А ? 47,8 МВ·А

Проверим выбранный трансформатор на режим, если один из трансформаторов аварийно отключен

т. е. в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов второй не будет перегружен свыше 40%.

Таблица 2.1 - Технические данные трансформаторов

Тип	Sном, МВА	UН,ВН, кВ	UН,СН, кВ	UН,НН, кВ	uk, % ВН-СН ВН-НН СН-НН	?Рk.з., кВт	?Рх.х., кВт	Iх.х., %
АТДЦТН-125000/220	125	230	121	6,6	11 45 28	280	65	0,45
ТРДН-63000/220	63	230	-	6,6-6,6	11,5	265	70	0,5

3. Выбор схем распределительных устройств

3.1 Выбор схемы распределительного устройства на высоком напряжении 220 кВ

Расчет количества линий на высоком напряжении 220 кВ не проводится, так как заданием уже определенно их количество. Согласно задания количество линий и трансформаторов следующее:

На ПС1: 4 линии и два автотрансформатора.

На ПС2: 4 линии и два трансформатора.

На ПС3: 4 линии и два трансформатора.

На ПС4: 4 линии и два трансформатора.

Распределительное устройство высокого напряжения имеет более пяти присоединений. Согласно стандарту организации ОАО «ФСК ЕЭС», для подстанций с шестью присоединениями на напряжение 110…220 кВ применяется схема шестиугольника.

Выбор данной схемы обуславливается тем, что проектируемый участок сети достаточно ответственный, и соответственно схема распределительных устройств так же должна быть достаточно надежной.

3.2 Выбор схемы распределительного устройства на стороне среднего напряжения на ПС 1

Число линий на СН 110 кВ определяется по формуле:

где P_1Л=25…50 МВт - пропускная способность линии.

Округляя в большую сторону для удобства расчетов и надежности, примем количество линий равным двум (n_Л,СН=2).

Так как заданием не определена категория надежности потребителя питающегося от ПС, то условно примем, что потребитель II категории надежности, поэтому выберем более надежную схему для РУСН, схему мостика с неавтоматической ремонтной перемычкой со стороны трансформатора.

3.3 Выбор схем РУ на напряжение 6 кВ

Число линий на НН 6 кВ определяется по формуле:

где P_1Л=1,5…5 МВт - пропускная способность линии.

При расчетах количество полученных линий округляется в большую сторону для удобства расчетов и надежности.

Для ПС1-ПС4:

На РУ 6 кВ для ПС 1 применяется схема с одной секционированной системой сборных шин, со встроенными втычными контактами.

На РУ 6 кВ для ПС 2, ПС 3 и ПС 4 применяется схема с двумя секционированными системами сборных шин, со встроенными втычными контактами.

Рисунок 3.1 - Неполная принципиальная схема подстанций

4. Расчет токов короткого замыкания

Расчеты токов КЗ необходимы:

- для сопоставления, оценки выбора главных схем электрических станций, сетей и подстанций;

- выбора и проверки электрических аппаратов и проводников;

- проектирования и настройки устройств РЗ и автоматики;

- проектирования заземляющих устройств;

- определения влияния токов нулевой последовательности линий электропередачи на линии связи;

- анализа аварий в электроустановках и электрических системах;

- анализа устойчивости работы энергосистем.

В соответствии с заданным заданием рассчитываются токи КЗ на ПС4 на шинах ВН и НН.

4.1 Составление расчетной схемы

Расчетная схема электроустановки - упрощенная однолинейная схема установки с указанием всех элементов, а также их параметров, влияющие на токи КЗ и, следовательно, они должны быть учтены при выполнении операций расчета. Вид расчетной схемы будет следующим:

Рисунок 4.1 - Расчетная схема

4.2 Составление схемы замещения цепи и определение ее параметров

Схема замещения - электрическая схема, соответствующая по исходным данным расчетной схеме, но в которой все магнитные связи заменены электрическими.

Рисунок 4.2 - Схема замещения с учетом максимального и минимального сопротивления систем

Для расчета сопротивления системы необходимо учитывать максимальный и минимальный ток короткого замыкания

Расчет сопротивления линий:

.

Расчет сопротивлений трансформаторов:

Обмотка высокого напряжения (ВН) мощных понижающих трансформаторов со стороны нейтрали оснащена регулятором напряжения под нагрузкой (РПН). При наличии РПН напряжение на стороне низкого напряжения (НН) трансформатора поддерживается равным номинальному (или близкое к нему) независимо от изменения питающего напряжения на стороне ВН. Это достигается за счет автоматического регулирования коэффициента трансформации трансформатора.

Диапазон регулирования напряжения отечественных трансформаторов, работающих в сетях U_c.ном = 220 кВ, составляет ?U = ±12% номинального напряжения обмотки ВН, соответствующего среднему положения переключателя РПН, т. е. 230 кВ.

Расчет значений сопротивления трансформатора с учетом влияния РПН согласно известной методике выполняют по выражениям:

; ;

В данных выражениях значения U_к.max и U_k.min приняты при крайних положениях регулятора РПН (паспортные данные). При этом приняты следующие допущения для упрощения расчета: максимальное напряжение обмотки ВН трансформатора принимается U_maxВН = 252 кВ.

Для ПС1:

,

,

,

,

Для ПС 2:

Для ПС 3:

Для ПС 4:

4.3 Расчет тока короткого замыкания в точке К1

Рисунок 4.3 - Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К1

Произведем расчет периодического тока КЗ:

4.4 Расчет тока короткого замыкания в точке К2 (параллельная работа трансформаторов)

Рисунок 4.6 - Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К2

Рассчитаем максимальный периодический ток КЗ:

;

;

.

Рассчитаем минимальный периодический ток КЗ:

;

;

.

4.5 Расчет тока короткого замыкания в точке К2 (раздельная работа трансформаторов)

Рассчитаем максимальный периодический ток КЗ:

;

;

.

Рисунок 4.7 - Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К2

Рассчитаем минимальный периодический ток КЗ:

;

;

.

Таблица 4.1 - Сводная таблица токов КЗ

Точки КЗ	IП.0мах, кА	IП.0мin, кА
К1	8,4	7,3
К2 (параллельная работа трансформаторов)	47	36,9
К2 (раздельная работа трансформаторов)	26	19,8

5. Выбор выключателей, разъединителей, измерительных трансформаторов тока и напряжения

5.1 Выбор выключателей РУВН 220 кВ

В пределах РУ выключатели выбираются по цепи самого мощного присоединения, в нашем случае это трансформаторы ТРДН-63000/220/6.

Выключатели выбираются по следующим условиям:

I_н.цепи==0,166 кА

I_{мах.цепи} =1,4*I_н.цепи=1,4*0,166=0,232 кА

По полученным данным выбираем выключатель ВГТ-220-40/3150 УХЛ1.

Таблица 5.1 - Технические данные выключателя ВГТ-220-40/3150 УХЛ1.

Тип	Uн, кВ	Iн, кА	Iотк,н, кА	вн, %	iдин, кА	Iтер, кА	tтерм, сек
ВГТ-220-40/3150 УХЛ1	220	3,15	40	42	102	40	3

5.2 Выбор измерительных трансформаторов тока 220 кВ

Трансформаторы тока устанавливаются на каждом выключателе. Выбираем трансформатор ток типа ТРГ .

Выбирают трансформатор тока типа ТРГ-220-1-300/5.

Таблица 5.2 - Технические данные трансформатора ТРГ-220-1-300/5.

Тип	Uн, кВ	IнII, А	IнI, А	Iтер, кА	iдин, кА	крат. обмотки	Sн, ВА
				1 с	3 с			изм. об.	защ. об.
ТРГ-220-1-300/5	220	5	300	25	3	80	20	20	30

5.3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения 220 кВ

Трансформаторы напряжения выбирают только по номинальному напряжению.

Выбрали трансформатор серии ЗНОГ-220.

Таблица 5.3 - Технические данные трансформатора ЗНОГ-220

Тип	Uном	Sном, ВА в классе точности	Smax, ВА
	ВН, кВ	НН, В	0,2	0,5	1	3
ЗНОГ-220	220/v3		200	400	600	1200	2000

5.4 Выберем разъединители на стороне 220 кВ

I_н.цепи==0,166 кА

I_{мах.цепи} =1,4*I_н.цепи=1,4*0,166=0,232 кА

Выбираем разъединитель наружной установки серии РПД-УЭТМ-220/1250 УХЛ1.

Таблица 5.4 - Технические данные разъединителя РПД-УЭТМ-220/1250 УХЛ1/

Тип	Uн, кВ	Iн, кА	iдин, кА	Iтер, кА	tтер, с
РПД-УЭТМ-220/1250 УХЛ1	220	1.25	102	40	3

5.5 Выбор выключателей на РУНН 6 кВ

Номинальный ток:

I_н.цепи= 2791 А

Предлагается к установке комплектное распределительное устройство типа КРУ-СЭЩ-К-70 с установленными в нем вакуумными выключателями серии BB/TEL-ISM15-Shell_2-10-31,5/3150 УХЛ4.

Таблица 5.5 - Технические данные выключателя BB/TEL-ISM15-Shell_2-10-31,5/3150 УХЛ4

Тип	Uн, кВ	Iн, кА	Iотк,н, кА	вн, %	iдин, кА	Iтер, кА	tс.в, с
BB/TEL-ISM15-Shell_2-10-31,5/3150 УХЛ4	10	3,15	31,5	32	81	31,5	0,03

Т.к. 31,5 кА < 47 кА.

Для ограничения тока КЗ в цепях устанавливается реактор.

Намечаем установить реактор серии РБГ с номинальным током ветви 4000 А.

Результирующее сопротивление в цепи КЗ, при отсутствии реактора, Х_рез, Ом, определяется по формуле

;

Х_рез = Ом.

Требуемое сопротивление в цепи КЗ из условия обеспечения номинальной отключающей способности выключателя Х_рез, Ом, определяется по формуле

,

Х_рез= Ом.

Требуемое сопротивление реактора для ограничения тока КЗ Х_р^тр, Ом, определяется по формуле

Х_р^тр=Х_рез-Х_рез,

Х_р^тр= 0,12-0,08=0,04 Ом.

Выбирается реактор РБДГ-10-4000-0,105.

Результирующие сопротивление в цепи КЗ с учетом реактора Х_рез, Ом, определяется по формуле

Х_рез= Х_р + Х_рез ,

Х_рез= 0,105+0,08=0,185 Ом.

Фактическое значение периодической составляющей тока КЗ за реактором I_п,о, кА, определяется по формуле

I_п,о=

I_п,о= кА. - Максимальный ток КЗ (при параллельной работе трансформаторов).

Х_рез = Ом.

Х_рез= 0,105+0,14=0,245 Ом.

I_п,о= кА. - Максимальный ток КЗ (при раздельной работе трансформаторов).

Определим минимальный ток:

Х_рез = Ом.

Х_рез= 0,105+0,19=0,295 Ом.

I_п,о= кА. - Минимальный ток КЗ (при раздельной работе трансформаторов).

Х_рез = Ом.

Х_рез= 0,105+0,1=0,205 Ом.

I_п,о= кА. - Минимальный ток КЗ (при параллельной работе трансформаторов).

С установкой одинарного реактора типа РБДГ-10-4000-0,105, описанный ранее выключатель подходит для установки его в цепях 6 кВ.

5.6 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 6 кВ

5.6.1 Выбор измерительных трансформаторов тока

Номинальный ток:

I_н.цепи= 2791 А

Комплектные распределительные устройства серии КРУ-СЭЩ К 70 поставляются со встроенными трансформаторами тока серии ТШЛ-10. На низкую сторону трансформатора и на секционный выключатель КРУ-СЭЩ К 70 поставляется со встроенным трансформатором тока типа ТШЛ-10, рассчитанное на первичный ток I_н1=3000А.

Таблица 5.6 - Технические данные трансформатора ТОЛ-10

Тип	Uн, кВ	IнII, А	IнI, А	Iтер, кА	iдин, кА	крат. обмотки	Sн, ВА
				1,5 с	3 с			изм. об.	защ. об.
ТШЛ-10	10	5	3000	40	-	100	12	10	30

5.6.2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения 6 кВ

Трансформаторы напряжения выбирают только по номинальному напряжению.

Выбрали трансформатор серии ЗНОЛ-6 (трансформатор напряжения, заземленный, однофазный, с литой изоляцией).

Таблица 5.7 - Технические данные трансформатора ЗНОЛ-6

Тип	Uном	Sном, ВА в классе точности	Smax, ВА
	ВН, кВ	НН, В	0,2	0,5	1	3
ЗНОЛ-6	6/v3		30	50	150	300	630

6. Расчет защиты трансформатора понижающего трансформатора

Расчет защиты понижающего трансформатора приведен на базе терминала БЭ2704 048073 V043 производства ООО НПП «Экра».

Основными защитами трансформатора являются:

- Продольная дифференциальная защита;

- Газовая защита бака трансформатора и устройства РПН;

Резервными защитами трансформатора являются:

- Максимальная токая защита с комбинированным пуском по напряжению на стороне ВН и НН;

- Защита от перегрузки.

Для выше перечисленных защит приводиться описание и принцип работы защиты, а так же будет выполнен расчет установок.

6.1 Газовая защита

Защита реагирует на газообразование внутри бака трансформатора, возникающее в результате разложения масла или разрушения изоляции под действием значительных повышений температур.

Газовое реле имеет сигнальный элемент, срабатывающий на сигнал при повреждениях, сопровождающихся слабым газообразованием, и отключающий элемент, срабатывающий на отключение при повреждениях внутри бака трансформатора. Отключающий элемент действует без выдержки времени на отключение блока с остановом котла и турбины.

Газовая защита реагирует также на понижение уровня масла в трансформаторе. В этом случае первым срабатывает сигнальный контакт, а затем при продолжающимся снижении уровня масла срабатывает отключающий контакт, выключая трансформатор.

Защита выполняется на реле типа РЗТ-80.

Чувствительность реле типа РЗТ-80 регулируется в пределах от 0,65 до 1,5 м/с. Время действия реле при работе лопасти колеблется от 0,5 до 0,05 с.

Особенности газовой защиты

По своему принципу действия газовая защита может работать не только при повреждениях и опасных ненормальных режимах, но и при появлении в кожухе трансформатора воздуха, при толчках (движении) масла, вызванных любой причиной, и механических сотрясениях, имеющих место вследствие вибрации корпуса трансформатора.

Для предупреждения неправильного отключения трансформатора отключающая цепь защиты при доливке масла переводится на сигнал.

Основными достоинствами газовой защиты являются: простота ее устройства, высокая чувствительность, малое время действия при значительных повреждениях, действие на сигнал или отключение в зависимости от размеров повреждения.

Газовая защита является наиболее чувствительной защитой трансформатора от повреждения его обмоток и особенно при витковых замыканиях. Все масляные трансформаторы мощностью 1000 кВА и выше поставляются вместе с газовой защитой.

Газовая защита не действует при повреждениях на выводах трансформатора, поэтому должна дополняться второй защитой от внутренних повреждений.

Для выбранного трансформатора ТРДН-63000/220, в данном проекте, для защиты бака трансформатора выставляем уставку на реле РЗТ скорость потока масла 120 см/с. Для защиты устройства РПН трансформатора выставляем уставку со скоростью потока масла 65 см/с.

В шкафах защиты трансформатора БЭ2704 048073 V043 обеспечивается прием сигналов от:

- сигнальной и отключающей ступеней газовой защиты трансформатора (ГЗТ);

- газовой защиты устройства РПН трансформатора (ГЗ РПН).

6.2 Продольная дифференциальная токовая защита понижающего трансформатора

Продольная дифференциальная защита трансформатора используется в качестве основной защиты от внутренних повреждений и от повреждений на выводах (междуфазных замыканий, замыканий обмоток ВН на корпус) и должна быть отстроена от бросков тока намагничивания и переходных значений токов небаланса как в нагрузочном режиме, так и при внешних КЗ.

Выбор уставок производится, исходя из следующих условий:

Защита должна надежно сработать при к.з. в зоне действия этой защиты. При этом коэффициент чувствительности должен быть не менее 2;

Защита не должна сработать при включении трансформатора на холостой «толчком», а также при восстановлении напряжения на нем после отключения КЗ в сети ,т.е. защита должна быть отстроена от броска намагничивающего тока трансформатора;

Защита не должна срабатывать при внешних к.з. ,т.е. защита должна быть отстроена от токов небаланса, появившихся в реле при внешних к.з.

В данном терминале БЭ2704 048073 V043 реализована функция продольной дифференциальной защиты с торможением.

В защитах НПП «ЭКРА» реализованы функции ДТЗ Т, ошиновки НН Т, которые выполнены пофазными и содержат чувствительный токовый орган с токозависимой характеристикой и дифференциальную отсечку.

ДТЗ срабатывает при всех видах КЗ в зоне действия защиты.

Упрощенная функциональная схема ДТЗ, показанная на рисунке 6.1, состоит из нескольких узлов:

– формирователя дифференциального и тормозного сигналов (ФДТС);

– чувствительного дифференциального токового органа;

– дифференциальной отсечки;

– органа блокировки при бросках тока намагничивания

Рисунок 6.1 - Упрощенная функциональная схема ДТЗ

Формирование дифференциального и тормозного тока производится для каждой фазы, как показано на рисунке 6.1. ФДТС выбирает из токов сторон, участвующих в формировании дифференциального и тормозного тока, наибольший и присваивает ему название . Из суммы оставшихся токов сторон получается ток . Таким образом для фазы А имеем:

(6.1)

(6.2)

Для фаз В и С выражения будут иметь аналогичный вид.

На рисунке 6.2 показано расположение векторов и при внешнем КЗ (а) и при КЗ в зоне действия защиты (б).

Рисунок 6.2 - Расположение векторов и в различных режимах КЗ

Дифференциальный ток, в терминалах БЭ2704 защит Т и ошиновки НН Т, определяется по выражению:

(6.3)

Тормозной ток, в терминалах БЭ2704 защит Т и ошиновки НН Т, в зависимости от угла между токами и определяется по выражению:

если (6.4)

если или (6.5)

где б - угол между векторами токов и

Дифференциальная защита трансформатора содержит чувствительное реле и дифференциальную отсечку.

Под чувствительным реле понимается дифференциальная защита с торможением, срабатывания которой показана на рисунке 6.3.

Рисунок 6.3 - Характеристика срабатывания дифференциальной защиты с торможением

Чувствительное реле ДТЗ имеет токозависимую характеристику и сработает, если , при этом ток срабатывания ДТЗ определяется по выражению:

если (6.6)

если (6.7)

- ток срабатывания чувствительного реле ДТЗ;

- минимальный ток срабатывания. Для терминала защиты трансформатора регулируется в диапазоне от 0,2 до 1,0 с шагом 0,01;

- тормозной ток;

- начальный ток торможения, определяет длину горизонтального участка тормозной характеристики. Для терминала защиты трансформатора регулируется в диапазоне от 0,06 до 1,00 с шагом 0,01;

- коэффициент торможения. Для терминала защиты трансформатора регулируется в диапазоне от 0,02 до 0,70 с шагом 0,01.

При тормозном токе (ток торможения блокировки) характеристика срабатывания ДТЗ Т изменяется:

если и - ДТЗ Т блокируется;

если и - наклон характеристики срабатывания ДТЗ Т определяется коэффициентом торможения.

Ток торможения блокировки изменяется в диапазоне от 1,50 до 3,00 от базисного тока стороны с шагом 0,01.

На рисунке 6.4 приведены характеристики срабатывания ДТЗ Т при различных КЗ.

Дифференциальная отсечка предназначена для быстрого отключения тяжелых повреждений с большим током КЗ в зоне действия защиты. Отсечка отстраивается от БТН по току срабатывания (), который изменяется в диапазоне от 6,50 до 12,00 с шагом 0,01.

а) КЗ в зоне действия;

б) КЗ в зоне действия при токе нагрузки (витковое замыкание);

в) Внешнее КЗ

Рисунок 6.4 - Характеристики срабатывания ДТЗ при в различных КЗ

Коэффициент возврата ДТЗ равен 0,6.

Время срабатывания ДТЗ при двухкратном и более по отношению к току срабатывания не более 0,03с. Время возврата не более 0,03 с.

Для ДТЗ Т выбираются параметры срабатывания:

- ток срабатывания ДТЗ;

- ток начала торможения ДТЗ;

- ток торможения блокировки ДТЗ;

- коэффициент торможения ДТЗ;

- уровень блокировки по 2-й гармонике ДТЗ;

- ток срабатывания дифференциальной отсечки.

6.2.1 Расчет дифференциальной токовой защиты

Схема соединения силового трансформатора ВН/НН - звезда/треугольник

Вторичные обмотки главных ТТ на стороне ВН по схеме «треугольник», а на стороне НН соединены по схеме «звезда», с целью компенсации фазового сдвига 30?.

Таблица 6.1

Сторона	Наименование	Схема соединения обмоток силового трансформатора	Схема соединения вторичных обмоток трансформаторов тока	Коэффициент трансформации трансформаторов тока
1	ВН	Звезда Ксх=1	Треугольник Ксх=	300/5
2	НН1	Треугольник Ксх=	Звезда Ксх=1	3000/5
3	НН2	Треугольник Ксх=	Звезда Ксх=1	3000/5

Коэффициент трансформации трансформаторов тока берутся из раздела 5 данного курсового проекта, с учетом возможной перегрузки трансформатора на 40%.

Первичные токи трансформатора, соответствующие типовой мощности, составляют:

на стороне ВН 220 кВ:

на стороне НН1 и НН2_6 кВ:

Базисные токи по сторонам соответственно равны:

на стороне ВН:

,

на стороне НН1 и НН2:

Ток начала торможения ДТЗ

Ток начала торможения ДТЗ задается в относительных единицах от базисного тока защищаемого объекта в диапазоне от 0,60 до 1,00 от с шагом 0,01.

Ток начала торможения ДТЗ рекомендуется принимать равным (рисунок 6.3), поэтому ток начала торможения принимаем равным .

Относительный начальный ток срабатывания ДТЗ

Минимальный ток срабатывания ДТЗ на горизонтальном участке характеристики (рисунок 6.3) при отсутствии торможения определяется по условию отстройки от тока небаланса в переходном режиме работы защищаемого трансформатора при малых сквозных токах (внешнее КЗ с низким уровнем токов КЗ) и рассчитывается по выражению:

(6.8)

где - коэффициент отстройки, учитывающий погрешности измерительного органа, ошибки расчета и необходимы запас, и может быть принят из диапазона от 1,1 до 1,3;

- относительный ток небаланса в переходном режиме работы защищаемого трансформатора при малых сквозных токах (внешнее КЗ с низким уровнем токов КЗ), определяемый по выражению:

(6.9)

где - коэффициент, учитывающий переходный процесс, следует принимать: - при использовании на разных сторонах защищаемого трансформатора однотипных трансформаторов тока (только встроенных или только выносных); - при использовании на разных сторонах защищаемого трансформатора разнотипных трансформаторов тока. При этом меньше значения принимаются при одинаковой схеме соединения ТТ защиты на разных сторонах (например, в звезду), а большее значение - при разных схемах соединения ТТ защиты (на одной из сторон в звезду, на других в треугольник);

- коэффициент однотипности трансформатора тока; для трансформаторов значение следует всегда принимать равным 1;

- относительное значение полной погрешности ТТ в режиме, соответствующем установившемуся КЗ. Полня погрешность для ТТ 5Р и 10Р составляет 0,05 и 0,10 соответственно;

- относительная погрешность, обусловленная наличием РПН, принимается равной большему значению диапазона регулирования (например, при регулировочном диапазоне (+10%,-8%), ). Если РПН не используется, то , но расчет базисных токов должен производиться с использованием значения напряжения среднего вывода обмотки с РПН и используемого вывода обмотки с регулированием напряжения путем переключения числа витков обмоток без возбуждения (ПБВ);

-относительная погрешность выравнивания токов плеч. Данная погрешность определяется погрешностями входных ТТ и аналого-цифровыми преобразователями терминала. Может быть принята равной ;

-относительная погрешность внешнего выравнивающего трансформатора или автотрансформатора (АТ-31 или АТ-32), используемого для выравнивания значения базисного тока соответствующей стороны, если он выходит за пределы диапазона 0,251 до 16,000 А. Токовая погрешность внешних выравнивающих автотрансформаторов АТ-31, АТ-32 не превышает 5% () при подключении цепей защиты ко вторичной обмотке выравнивающих автотрансформаторов, по данным завода-изготовителя;

- расчетное значение тока начала торможения, в качестве которого принимается принятое значение уставки (предприятие изготовитель «ЭКРА» рекомендуется вне зависимости от принятого значения уставки принимать данное расчетное значение ).

Минимальный ток срабатывания I_Д.0 должен приниматься не менее 0,2.

Уставка по току срабатывания ДТЗ I_Д.0 задается в относительных единицах от базисного тока защищаемого объекта с высшей стороны в диапазоне от 0,2 до 1,0 от I_баз.ВН с шагом 0,01.

В шкафах защиты трансформатора уставка по току срабатывания ДТЗ I_Д.0 обозначается «Iср ДЗТ».

Определяется в соответствии с выражением (6.8 и 6.9)

- относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на сторонах защищаемого трансформатора; принимается равной большему значению диапазона регулирования

,

так как на стороне ВН (-12;+12)%;

- относительное значение полной погрешности ТТ в режиме КЗ.

- принимаем значение расчетного тока начала торможения.

Принимаем К_ОТС=1,3, К_ОДН=1,0, К_ПЕР=2,0, ?f_ВЫР=0,02, ?U_б=0,1602, ?U_в=0,05, К_токб= К_токв=0,5.

Внешний промежуточный выравнивающий трансформатор или автотрансформатор (АТ-31 или АТ-32) не используется, поэтому ?f_ПТТ=0.

I_Д.О=1,3*(1,0*2,0*0,1+0,12*0,5+0,05*0,5+0+0,02)=0,397 о.е.

Принимаем I_Д.О=0,4 о.е.

Коэффициент торможения

Коэффициент торможения влияет на устойчивость ДТЗ при внешних КЗ. Под коэффициентом торможения понимается отношение приращения дифференциального тока (Iд) к приращению тормозного тока (Iт). С помощью правильного выбора коэффициента торможения обеспечивается несрабатывание ДТЗ Т в диапазоне значений тормозного тока от до .

Значение уставки рекомендуется рассчитывать по выражению:

(6.10)

-коэффициент отстройки, принимаемый из диапазона от 1,1 до 1,3;

-принятое значение минимального тока срабатывания;;

- принятое значение тока начала торможения;

- расчетный ток небаланса, вызванный протеканием по защищаемому трансформатору

где е - относительное значение полной погрешности ТТ в режиме КЗ. Для ТТ 10Р принимается погрешность - 0,1, а для ТТ 5Р-0,05;

-максимальное значение тока, равное току внешнего металлического КЗ, приведенное к базисному току стороны внешнего КЗ, определяемый по выражению

,

-ток внешнего металлического КЗ;

- расчетный тормозной ток, определяемый по выражению:

,(6.11)

, а б-угол между векторами токов и . В проектных расчетах может быть принят .

Коэффициент торможения задается в относительных единицах в диапазоне от 0,2 до 0,7 с шагом 0,1.

Определяется коэффициент торможения в соответствии с выражением (6.10).

Принимаем для расчета е=-,10, в=15.

Определяем максимальный первичный ток

I_Д=5,37*(1,0*2,0*0,1+0,12*0,5+0,05*0,5+0+0,02)= 1,64 о.е.

Принимаем К_Т=0,41 о.е

Ток торможения блокировки ДТЗ

Ток торможения блокировки I_Т.БЛ определяет переключение характеристики срабатывания ДТЗ с наклонного участка на вертикальный:

- если I'₁?I_Т.БЛ и I'₂?I_Т.БЛ - ДТЗ блокируется;

- если I'₁<I_Т.БЛ или I'₂<I_Т.БЛ - наклон характеристики срабатывания ДТЗ определяется коэффициентом торможения.

Ток торможения блокировки I_Т.БЛ определяется исходя из отстройки от максимально возможного сквозного тока нагрузки Т. Своего наибольшего значения сквозной ток нагрузки достигает при действии АВР секционного выключателя или АПВ питающих линий и может быть принят равным.

(6.12)

где - коэффициент отстройки, принимаемый равным 1,1;

- коэффициент, определяющий предельную нагрузочную способность трансформатора в зависимости от его мощности, принимается из диапазона от 1,5 до 2,0:

- для трансформаторов большой мощности;

- для трансформаторов средней мощности;

- для распределительных трансформаторов;

- относительный номинальный ток трансформатора, определяемый по выражению:

(6.13)

-максимально возможный сквозной ток нагрузки Т;

-базисный ток соответствующей стороны Т;

- коэффициент трансформации ТТ, соответствующей стороны трансформатора;

- коэффициент учитывающий схему соединения вторичных обмоток главных ТТ соответствующей стороны.

В расчете тока торможения блокировки в определении коэффициента предельной нагрузочной способности трансформатора используются понятия «большой» и «средней мощности» трансформатора, под которыми подразумевается:

- трансформаторы большой мощности - это трансформаторы мощностью более 100МВА (трехфазный) или с предельным сопротивлением короткого замыкания, превышающим значение, рассчитываемое по выражению (6.10);

- трансформаторы средней мощности - это трехфазные трансформаторы номинальной мощностью не более 100 МВА или однофазные номинальной мощностью не более 33,3 МВА с раздельными обмотками, в которых сопротивление короткого замыкания Zr (в процентах) вследствие ограниченной плотности потока рассеяния не превышает значения

(6.14)

где W - количество стержней;

Sт - номинальная мощность, МВА

- распределительные трансформаторы - это трехфазные трансформаторы номинальной мощностью не более 2500 кВА или однофазные номинальной мощностью не более 833 кВА классов напряжения до 35 кВ включительно (То есть понижающие трансформаторы с раздельными обмотками и напряжением распределительной сети, с охлаждением ON, где циркуляция масла в обмотке осуществляется термосифоном, и без переключения ответвлений обмоток под нагрузкой.)

Ток торможения блокировки задается в относительных единицах от базисного тока защищаемого объекта в диапазоне от 1,2 до 3,0 с шагом 0,1.

Для исключения отказа защиты при максимальных нагрузках трансформатора рассчитаем ток торможения блокировки в соответствии с выражением (6.12)

Принимаем значение тока торможения блокировки I_Т.БЛ.=3 о.е.

Ток срабатывания дифференциальной отсечки

Для исключения замедления работы ДТЗ Т при больших токах внутреннего повреждения, обусловленного работой органа блокировки по второй гармонике вследствие значительного содержания второй гармоники дифференциального тока при насыщении ТТ, предусмотрена вторая грубая ступень защиты без блокировки по второй гармонической составляющей тока.

Ток срабатывания дифференциальной отсечки должен выбираться исходя из двух условий:

- отстройки от броска тока намагничивания силового трансформатора ;

- отстройки от максимального первичного тока небаланса при переходном режиме расчетного внешнего КЗ по выражению

(6.15)

где - максимальное значение тока, равное току внешнего металлического КЗ и приведенное к базисному току стороны этого внешнего КЗ, определяется по выражению

;

- коэффициент, учитывающий переходной режим, принимается равным 3,0.

Все остальные коэффициенты аналогичны коэффициентам из выражения (6.8)

Ток срабатывания принимается равным наибольшему значению из двух полученных.

Ток срабатывания задается в относительных единицах от базисного тока защищаемого объекта в диапазоне от 6,5 до 12,0 от с шагом 0,1.

По условию отстройки от БТН:

а также по условию отстройки от максимального тока небаланса при внешнем КЗ, определяемого по выражению (6.15):

Принимаем I_ОТС*=6,5.

Выбор параметра срабатывания блокировки по второй гармонике

Для предотвращения ложной работы ДТЗ Т при БТН в момент включения трансформатора под напряжение, а также для дополнительной отстройки защиты от тока небаланса переходного режима внешнего КЗ (когда увеличенная погрешность ТТ, обусловленная насыщением, приводит к появлению второй гармонической составляющей тока) выполнена блокировка защиты по превышению отношения тока второй гармонической составляющей к току промышленной частоты -

По опыту эксплуатации рекомендуется параметр срабатывания блокировки по второй гармонике для защит трансформаторов выбирать на уровне 0,10.

Параметр срабатывания задается в относительных единицах в диапазоне от 0,08 до 0,15 с шагом 0,01.

Для данного трансформатора принимаем .

Таблица 6.2 Проверка коэффициента чувствительности

Вид КЗ в защищаемой зоне и режим работы систем	Коэффициент чувствительности ДЗТ
	- РО	+ РО
КЗ между двумя фазами на выводе НН1 или НН2 трансформатора Т1 при раздельной работе Т1(Т2)
КЗ между двумя фазами на выводе НН1 или НН2 трансформатора Т1 при совместной работе Т1 и Т2 на стороне НН

Чувствительность защиты обеспечивается с большим запасом ().

6.3 Максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению трансформатора

Для резервирования основных защит трансформатора и резервирования отключения КЗ на шинах НН предусматривается максимальная токовая защита со стороны ВН с комбинированным пуском по напряжению. При этом токовые ИО защиты питаются от ТТ на стороне ВН, ИО напряжения - от трансформаторов напряжения на стороне НН. Если нейтраль трансформатора заземлена, то должно быть исключено неселективное действие МТЗ ВН при коротких замыканиях на землю в сети высшего напряжения. Этого можно добиться разными способами: соединением обмоток ТТ по схеме «треугольник», подключение защиты на линейные токи и др.

Для отключения КЗ на шинах НН и для резервирования защит элементов, присоединенных к этим шинам, предусматривается МТЗ НН с комбинированным пуском по напряжению. Защита подключается по токовым цепям к ТТ стороны НН трансформатора, по цепям напряжения - к ТН НН и действует на отключение выключателя НН трансформатора, а со второй выдержкой времени действует на отключение всего трансформатора.

При расчете уставок измерительных органов и величин выдержек времени необходимо учитывать, что максимальная токовая защита должна обеспечивать селективное отключение выключателя ввода только той обмотки трансформатора, которая непосредственно питает место повреждения. Кроме того, на трансформаторах с двухсторонним и трехсторонним питанием для обеспечения селективности МТЗ должна быть выполнена направленной.

Параметры срабатывания МТЗ выбираются по следующим условиям:

- по согласованию с защитами отходящих элементов сети (например, ВЛ соответствующего напряжения);

- по отстройке от максимального тока нагрузки;

- по согласованию с МТЗ вышестоящих элементов. Это делается для того, чтобы не менять, по возможности, уставок защит сети более высокого напряжения;

Параметры срабатывания МТЗ проверяют по чувствительности к междуфазным КЗ за трансформатором в минимальном режиме. Коэффициент чувствительности должен быть не ниже 1,5 при выполнении функций основной защиты, и не менее 1,2 при КЗ в конце зоны резервирования.

Максимальная токовая защита срабатывает в случае превышения фазным током заданной уставки I_с.з с выдержкой времени t_с.з.

МТЗ с комбинированным пуском по напряжению используется на подстанциях с двигательной нагрузкой. В этом случае параметры срабатывания по напряжению должны быть отстроены от посадки напряжения на секциях НН, возникающей при самозапуске двигателей. В этом случае отстройка токового ИО от кратковременных пусковых токов (токов самозапуска) не требуется. Выбранная таким образом защита оказывается чувствительной к КЗ на секциях НН.

На трансформаторах с двух и многосторонним питанием для обеспечения селективности защита выполняется направленной.

Максимальная токовая защита выполняется в трехфазном исполнении и содержит:

– максимальный измерительный орган тока;

– выдержки времени для действия на различные выключатели стороны ВН трансформатора;

Измерительные органы тока МТЗ ВН включаются:

– на расчетные линейные токи, полученные из фазных токов «звезды» и умноженные на величину (1/v3), при присоединении ТТ со стороны ВН в «звезду» при схеме соединения трансформатора Y/D-11, т.е. коэффициент схемы ТТ равен K_сх=1;

– на линейные токи при соединении главных ТТ стороны ВН в «треугольник» при схеме соединения трансформатора Y/D-11, т.е. коэффициент схемы ТТ равен Kсх=v3;

– на линейные токи при соединении главных ТТ стороны ВН в «звезду» при схеме соединения трансформатора D/D-0, т.е. коэффициент схемы ТТ равен K_сх=1.

При этом производится компенсация тока нулевой последовательности.

Расчет максимальной токовой защиты

Расчет максимальной токовой защиты производится в следующем порядке:

- производится расчет тока срабатывания МТЗ без пуска по напряжению по условию 6.16, а также по условиям 6.17 и/или 6.18. Значение уставки принимается равным наибольшему значению из полученных;

- производится проверка чувствительности по выражению 6.20. По результатам проверки могут быть следующие варианты дальнейших расчетов:

а) если чувствительность оказывается достаточной, то делают вывод об отсутствии необходимости в использовании комбинированного пуска по напряжению и переходят к расчету величины выдержки времени (см. ниже пункт д);

б) если чувствительность оказывается недостаточной, то делают вывод о необходимости использования комбинированного пука по напряжению. В этом случае ток срабатывания рассчитывают по условию 6.19. Значение уставки принимается равным наибольшему значению из рассчитанных по выражениям 6.17, 6.18, 6.19. Затем проверяют чувствительность полученного значения уставки ИО тока МТЗ с пуском по напряжению по выражению 6.20.

в) если чувствительность оказывается недостаточной, при этом определяющим стало условие согласования 6.16 то уставка может быть принята равной значению, рассчитанному по условию 6.19. Далее проверяется чувствительность при выбранном значении уставки. Если чувствительность оказывается достаточной, то делают вывод об отсутствии необходимости в использовании комбинированного пуска по напряжению и переходят к расчету величины выдержки времени. Если чувствительность оказывается недостаточной, при этом определяющим стало условие 6.16, то делают вывод о необходимости использования комбинированного пука по напряжению. В этом случае ток срабатывания рассчитывают по условию 6.19. Затем проверяют чувствительность полученного значения уставки ИО тока МТЗ с пуском по напряжению по выражению 6.20;

г) производится расчет уставки минимального реле напряжения U_с.з и проверка его чувствительности и расчет уставки ИО напряжения обратной последовательности U_2с.з и проверка его чувствительности. Данный пункт выполняется только в случае использования комбинированного пуска по напряжению;

д) выбор выдержки времени.

Расчет параметров срабатывания рекомендуется вести в первичных величинах, приведенных к той стороне защищаемого трансформатора, для которой рассчитывается МТЗ.

Параметры срабатывания для всех сторон рассчитываются одинаково.

Расчет параметра срабатывания максимального ИО тока

Первичный ток срабатывания МТЗ без пуска по напряжению должен быть отстроен от максимального тока нагрузки с учетом самозапуска двигательной нагрузки по выражению:

,(6.16)

- коэффициент отстройки, равный 1,2;

- коэффициент, учитывающий увеличение тока в условиях самозапуска заторможенных двигателей нагрузки. В предварительных расчетах, а также в случае отсутствия соответствующей информации, данный коэффициент может быть принят из диапазона от 1,5 до 2,5. Для статической нагрузки, имеющей в своем составе малую долю электродвигателей, принимают коэффициент самозапуска по опытным данным .

- коэффициент возврата, который принимается равным 0,9 (для реле максимального тока);

- первичный максимальный рабочий ток в месте установки защиты.

Первичный ток срабатывания МТЗ с пуском или без пуска по напряжению по условию согласования по чувствительности рассматриваемой защиты с последними, наиболее чувствительными ступенями защит от многофазных КЗ предыдущих элементов, установленными на сторонах более низкого напряжения защиаемого трансформатора рассчитывается по следующим выражениям:

- согласование с МТЗ:

(6.17)

- коэффициент отстройки, принимается равным 1,1;

- коэффициент токораспределения, равный отношению тока в месте установки рассматриваемой защиты к току в смежном элементе, с защитой которого производится согласование;

- первичный ток срабатывания МТЗ предыдущего элемента, с защитой которого производится согласование;

- согласование с дистанционной защитой:

(6.18)

- номинальное напряжение трансформатора с рассматриваемой стороны защищаемого трансформатора;

- результирующее сопротивление до места установки рассматриваемой токовой защиты со стороны питания при КЗ на смежном элементе;

- сопротивление срабатывания защиты смежного элемента, с которой производится согласование;

- сопротивление от места установки рассматриваемой токовой защиты до места установки защиты смежного элемента, с которой производится согласование;

и - коэффициенты токораспределения, равные отношению тока в месте установки рассматриваемой защиты к току в смежном элементе, с защитой которого производится согласование () и к току в сопротивлении ().

При этом необходимо учитывать, что МТЗ ВН должна быть согласована с МТЗ СН и МТЗ НН защищаемого трансформатора.

Первичный ток срабатывания МТЗ с пуском по напряжению отстраивается от максимального нагрузочного тока трансформатора без учета самозапуска:

(6.19)

- коэффициент отстройки, принимается равным 1,2;

- коэффициент возврата, который принимается равным 0,9;

- первичный максимальный рабочий ток в месте установки защиты.

Проверка коэффициента чувствительности производится при металлическом КЗ расчетного вида в расчетной точке в режиме, обусловливающем наименьшее значение этого тока, по выражению