Разработка релейной защиты подстанции 220/35/6 кВ "Харьягинская" в связи с ее реконструкцией

Наибольший рабочий ток с учетом коэффициента перегрузки равен 840 А (таблица 4).

В сетях с напряжением до 35 кВ чаще используются шины трубчатые либо круглого сечения.

Из выше приведенных условий, выбираем шину сечением 416 мм2 (диаметр 23 мм), которая отвечает требованию [19]:



При расчете нагрузок на шинах последние считаются достаточно длинными и концевые эффекты не учитываются. Электродинамические нагрузки, действующие на параллельные шины, распределены по длине равномерно.

Для параллельных шин, расположенных в одной плоскости, максимальное значение нагрузок при трехфазном к.з. наступают примерно через 0,01 с.

Для шин распределенных в одной плоскости (рисунок 5) расчетной является фаза В. В этой фазе , а для крайних - 0,93, поэтому наибольшая нагрузка (формула 36):

где - ударный ток к.з. (таблица 4); 0,5 м - расстояние между осями шин; - коэффициент максимальной нагрузки, зависящий от взаимного расположения шин, значения которых для некоторых конструкций указывается в каталожных данных [1].

Рисунок 5 - Шинная конструкция

Изгибающие нагрузки ():



Произведем проверку шинной конструкции на электродинамическую стойкость.

Для современных опорных (стержневых) изоляторов 6…35 кВ с внутренней заделкой арматуры расстояние Н (рисунок 4) примерно равно высоте изолятора.

В качестве расчетной схемы шины принимают балку, защемленную или шарнирно опертую на опоры.

Опоры шин (изоляторы и основания, на которых они крепятся) применяются абсолютно жесткими. Как правило, можно опоры считать абсолютно жесткими, не участвующими в колебании при к.з., в РУ напряжением до 35 кВ включительно, в остальных случаях следует этим фактом оперировать.

Принимаем для шинной конструкции 35 кВ многопролетную нарезную шину, ее расчетная схема представлена на рисунке 6.

Рисунок 6 - Расчетная схема шинной конструкции

Для расчетных шин коробчатого сечения принимаем материал АДЗ1Т1. Определим момент инерции и момент сопротивления поперечного сечения шины:

Т.к. изоляторы абсолютно жесткие, поэтому расчетной схемой служит балка с жесткими опираниями на неподвижные опоры, параметры частоты которой r1 = 4,73, а коэффициенты в = 1 и л = 12 [1]

Вычислим первую частоту собственных колебаний шины по формуле 40. Необходимо, чтобы частота собственных колебаний шины была далека от резонансных частот 50 и 100 Гц, т.е. либо меньше 40 Гц, либо больше 115 Гц. Проверим данное условие:

где 1,2 м - длина пролета между опорными изоляторами; 7*1010 Па - модуль упругости материала шин, равный для алюминия и его сплавов; 1,12 кг/м - масса шины на единицу дины, для выбранного нами сечения шины [19].

Условие соблюдено. Так как частота собственных колебаний больше 200 Гц, поэтому динамический коэффициент з = 1,25 [1].

Вычисляем максимальные напряжения в материале шин по формуле (41).

Допустимое напряжение наиболее прочного электротехнического алюминиевого сплава марки АДЗ1Т1 составляет 136 МПа [19], что больше расчетной:

Определим расчетные нагрузки на изоляторы по формуле 42.

Предварительно выбираем изоляторы типа ИОР-35-4,00УХЛ3 с минимальной разрушающей нагрузкой 4000 Н ([19].

Изоляторы имеют внутреннюю заделку арматуры, поэтому расстояние от головки до опасного сечения изолятора равно высоте изолятора, Н = 355 мм, данный параметр приведен в каталожных данных. Расстояние от вершины изолятора до центра масс поперечного сечения шины будет равен:

Определим допустимую нагрузку с учетом удаления центра масс поперечного сечения шины от вершины опорного изолятора по формуле 39.

Отсюда, выполняется условие:

Принимаем к установке шины марки АДЗ1Т1 Ш23 мм и изоляторами марки ИОР-35-4,00УХЛ3.

Произведем выбор гибких токопроводов

Определим минимальное поперечное сечение проводника, при обеспечении его на термическую стойкость:

где параметр .

В распредустройстве 35 кВ применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. Сечение выбирается по экономической плотности тока Jэ = 1 А/мм при Тmax 5000 ч:

Выбираем провод АС-400/64 с допустимым длительным током 860 А:

Согласно ПУЭ на электродинамическое действие тока КЗ проверяются гибкие шины РУ при . Расчетные токи КЗ менее допустимых, и поэтому, на электродинамическое действие тока КЗ гибкие шины РУ проверять не будем.

Выбор шин РУ 220 кВ

Для материала ДЗ31Т1 (принятый материал проводника) по кривой для определения температуры нагрева проводников [19] из начальной температуры проводника tнач = 70 єС определим начальное значение функции - Аtн = 1,25 * 104 А2с/мм2.

Так как определяющим условием является термическая стойкость при к.з., то по кривым [19] найдем значение функции, соответствующей предельно допустимой температуре нагрева проводников при к.з. tнач = 200 єС - Аtдоп = 0,65 * 104 А2с/мм2.

Определим минимальное поперечное сечение проводника, при обеспечении его на термическую стойкость:



где параметр

В связи с реконструкцией подстанции, принимаем продолжительность максимальной нагрузки более 5000 часов. Для данной продолжительности максимальной нагрузки экономическая плотность тока алюминиевых шин равна 1 А/мм2 [19]. Таким образом, экономическое сечение шин при нормальном режиме работы трансформаторов определим по формуле (:

Наибольший рабочий ток с учетом коэффициента перегрузки равен 140,6 А (таблица 4).

В сетях с напряжением 220 кВ чаще используются шины трубчатые либо круглого сечения.

Из выше приведенных условий, выбираем шину сечением с учетом короны 25/30 мм2 [19], которая отвечает требованию:

При расчете нагрузок на шинах последние считаются достаточно длинными и концевые эффекты не учитываются. Электродинамические нагрузки, действующие на параллельные шины, распределены по длине равномерно.

Для параллельных шин, расположенных в одной плоскости, максимальное значение нагрузок при трехфазном к.з. наступают примерно через 0,01 с по формуле 36.

Для шин распределенных в одной плоскости (рисунок 7) расчетной является фаза В. В этой фазе , а для крайних - 0,93, поэтому наибольшая нагрузка.

где - ударный ток к.з. (таблица 4); 1,6 м - расстояние между осями шин; - коэффициент максимальной нагрузки, зависящий от взаимного расположения шин, значения которых для некоторых конструкций указывается в каталожных данных [1].

Изгибающие нагрузки ():

Произведем проверку шинной конструкции на электродинамическую стойкость.

В качестве расчетной схемы шины принимают балку, защемленную или шарнирно опертую на опоры.

Рисунок 7 - Шинная конструкция

Опоры шин (изоляторы и основания, на которых они крепятся) принято считать упругоподатливыми.

Принимаем для шинной конструкции 220 кВ разрезную шину с длиной целого участка, равной длине пролета (, ее расчетная схема представлена на рисунке 8.

Для расчетных шин трубчатого сечения принимаем материал АДЗ1Т1. Определим момент инерции и момент сопротивления поперечного сечения шины:

Рисунок 8 - Расчетная схема шинной конструкции

Площадь поперечного сечения шины:

Предварительно принимаем к установке изолятор типа С4-950 УХЛ с минимальной разрушающей нагрузкой 4 кН, жесткость изолятора 2 кН/м, высота изолятора 2100 мм, масса изолятора 150,6 кг [19].

Определим частоту собственных колебаний опоры, по следующей формуле:

, (43)

где rоп - параметр частоты собственных колебаний опоры, зависящий от коэффициента [1]; Cоп - жесткость опор, равная жесткости изолятор, Н/м.

Для изоляторов (изоляционных опор) на жестком основании массу стержня можно принять массе изолятора, сосредоточенную массу и коэффициент равными нулю, а параметр частоты опоры rоп = 1,875.

Определим приведенную массу по следующей формуле:

, (44)

Вычислим первую частоту собственных колебаний шины по следующей формуле:

, (45)

где r1 - параметр первой частоты собственных колебаний шины, является функцией безразмерных величин Cоп l3 / (E J) и М / (т l), где Cоп - жесткость опор, равная жесткости изолятор, Н/м; М - приведенная масса; l - длина пролета между опорными изоляторами, принимаем ; Е - модуль упругости материала шин, равный для алюминия и его сплавов 7*1010 Па; J - момент инерции поперечного сечения шины, м4; m - масса шины на единицу дины, для выбранного сечения шины она составляет 0,583 кг/м [19].

Определим безразмерные величины:

Конструкция с разрезными шинами, у которой длина целого участка равна длине пролета, отвечает расчетной схеме балки с шарнирными опираниями (рисунок 9). По кривым [1] для шарнирно опертых шин на упругоподатливых опорах находим параметр частоты, который равен 2,25, . Следовательно, первая частота собственных колебаний шинной конструкции:

Так как частота собственных колебаний меньше 40 Гц, поэтому динамический коэффициент з = 0,4 [1].

Вычисляем максимальные напряжения в материале шин по следующей формуле 41.

Допустимое напряжение наиболее прочного электротехнического алюминиевого сплава марки АДЗ1Т1 составляет 136 МПа [19], что больше расчетной:

Определим расчетные нагрузки на изоляторы по формуле 42:

Расстояние от вершины изолятора до центра масс поперечного сечения шины будет равен:

Определим допустимую нагрузку с учетом удаления центра масс поперечного сечения шины от вершины опорного изолятора по формуле 39:

Отсюда, выполняется условие:

Принимаем к установке шины марки АДЗ1Т1 Ш 30/25 мм и изоляторами марки С4-950 УХЛ.

Произведем выбор гибких токопроводов.

Определим минимальное поперечное сечение проводника, при обеспечении его на термическую стойкость:

где параметр

В распредустройстве 220 кВ применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. Сечение выбирается по экономической плотности тока Jэ = 1 А/мм при Тmax 5000 ч:

Выбираем провод с учетом действия короны АС-240/32 с допустимым длительным током 860 А:

Согласно ПУЭ на электродинамическое действие тока КЗ проверяются гибкие шины РУ при . Расчетные токи КЗ менее допустимых, и поэтому, на электродинамическое действие тока КЗ гибкие шины РУ не проверяются.

Выбор числа и мощности трансформаторов собственных нужд и источников оперативного тока

Элементы подстанций (краткое описание):

Сторона 220 кВ (ОРУ): открытое распределительное устройство, собранное из унифицированных транспортабельных блоков, на которых смонтированы аппараты высокого напряжения с элементами жесткой и гибкой ошиновки, сторона комплектуется элегазовыми выключателями.

Общестанционный пункт управления: в состав трансформаторных подстанций входит общестанционный пункт управления заводского изготовления, который представляет собой сборное здание. В пункте управления предусмотрены помещения для размещения панелей релейной защиты, управления и сигнализации, аппаратура связи устройств телемеханики, а так же оборудованные помещения для работы и отдыха выездного и ремонтного персонала. Все помещения оборудованы освещением, отоплением и вентиляцией. При отсутствии обслуживающего персонала в пункте управления в холодное время года автоматически поддерживается температура не ниже -5єС.

Сторона 35 кВ (ЗРУ): закрытое распределительное устройство представляет собой сооружение, собираемое на территории подстанции из отдельных транспортабельных блоков. Непосредственно на заводе в блоках монтируются шкафы современных распредустройств, элементы воздушных вводов и выводов, элементы межблочных соединений главных и вспомогательных цепей. Шкафы имеют один или два релейных отсека и оборудуются современными микропроцессорными устройствами релейной защиты, автоматики и управления. В качестве коммутационного аппарата в шкафах применяются надежные вакуумные выключатели. Вакуумные камеры этих выключателей вмонтированы в полимерные изоляционные полюса, а многофункциональный электромагнитный привод, основанный на принципе «магнитной защелки», и электронный блок управления размещены в раме выключателя.

Сторона 6 кВ (ЗРУ): закрытое распределительное устройство комплектуется современными шкафами. В качестве коммутационных аппаратов используются надежные и долговечные вакуумные выключатели. Шкафы могут располагаться в капитальном строении или в собираемом на площадке подстанции сооружении, которое поставляется к месту монтажа отдельными транспортабельными блоками. Они в свою очередь оборудуются шкафами, межблочными соединениями главных и вспомогательных цепей, элементами воздушных вводов и воздушных или кабельных выводов. Размещение шкафов предполагает возможность двустороннего обслуживания. Сооружение имеет два раздельных выхода, оборудуется освещением, отоплением и вентиляцией.

Собственные нужды (ТСН): для питания потребителей собственных нужд на подстанциях предусмотрены трансформаторы напряжением 10(6)/0,4 кВ и мощностью от 25 - до 400 кВт, которые устанавливаются в шкафу собственных нужд. Шкафы трансформаторов собственных нужд устанавливаются на отдельном фундаменте, внутри шкафов предусмотрены разъединитель и предохранители.

В общем случае расход электроэнергии за год определяется по формуле:

, (48)

где N0 - норма расхода электроэнергии на единицу (группы оборудования или подстанции в целом), кВт·ч за год; Кед - количество единиц оборудования, шт; Кt - температурный коэффициент.

Согласно данным [25], максимальные нагрузки и расход электроэнергии собственных нужд подстанции с высшим напряжением 220 кВ характеризуется электрической нагрузкой 120ч410 кВт, потребление электроэнергии 600ч2050 тыс. кВт*ч/год. Где меньшим значениям относятся подстанции с простыми схемами электрических соединений, большим - к узловым ПС, имеющим несколько РУ ВН с установленными синхронными компенсаторами.

Согласно указанным выше данным, принимаем на подстанции «Харьягинская» трансформаторы собственных нужд с единичной мощностью каждого 400 кВт. В случае выхода из строя одно из ТСН, резервный должен обеспечить нормальную работу потребителей, тогда:

Принимаем к установке трансформатор типа ТСЗ-250/10, параметры которого приведены в таблице 10 [19].



Таблица 10 - Трансформатор собственных нужд

Тип трансформатора	Sном, кВА	ВН, кВ	НН,кВ	Pхх, кВт	Pк , кВт	Uк , %
ТСЗ -400/10	400	6	0,4	1,3	5,4	5,5

Выбранный трансформатор имеет небольшой запас по мощности и, при необходимости, позволяет увеличить нагрузку.

Выберем предохранитель в цепи трансформатора собственных нужд, который производиться согласно ниже представленным условиям:

По напряжению уставки:

По току предохранителя:

По отключаемому току:

Для защиты трансформаторов собственных нужд устанавливаются предохранители типа ПКТ-102-6-50-31,5 У3, что удовлетворяет условиям:

Источниками оперативного переменного тока являются трансформаторы тока, трансформаторы напряжения и силовые ТСН. Так как, вся номинальная мощность выдаваемая трансформаторами напряжения почти полностью потребляется измерительными приборами, то основным источником оперативного тока будет являться ТСН. Для более надежной работы релейной защиты в аварийных ситуациях, будут также использоваться индивидуальные источники питания, в качестве которых используются трансформаторы тока.

Щит собственных нужд подстанции состоит из двух секций, с которых напряжение подается на шины оперативного переменного тока, нормально питающиеся от одной секции щита с.н. Резервирование питания оперативных шин обеспечивается специальной автоматикой.

Напряжение сети оперативного переменного тока составляет 220В.

В отдельных устройствах используется выпрямленное напряжение 24В, создаваемое с помощью индивидуальных блоков питания, резервируемых со стороны 220В.

Создание на подстанции сети оперативного выпрямленного тока обеспечивается установкой блоков питания. Для резервирования такой сети устанавливается два блока питания, постоянно подключенных к щиту собственных нужд.

Аналогичная схема силового выпрямленного тока предусматривается для электромагнитов включения; в этой схеме применены два полупроводниковых выпрямителя. Два выпрямителя устанавливаются для обеспечения надежного питания выпрямленным током при исчезновении напряжения на одной из секции шин с.н.

Релейная защита силовых трансформаторов подстанции «Харьягинская»

Трансформаторы конструктивно весьма надежны благодаря отсутствию у них движущихся или вращающихся частей. Несмотря на это, в процессе эксплуатации возможны и практически имеют место их повреждения и нарушения нормальных режимов работы. Поэтому трансформаторы должны оснащаться соответствующей релейной защитой.

В обмотках трансформаторов могут возникать короткие замыкания между фазами, одной или двух фаз на землю, между витками одной фазы и замыкания между обмотками разных напряжений. На вводах трансформаторов, ошиновке и в кабелях также могут возникать короткие замыкания между фазами и на землю.

Кроме указанных повреждений, в условиях эксплуатации могут происходить нарушения нормальных режимов работы трансформаторов, к которым относятся: прохождение через трансформатор сверхтоков при повреждении других связанных с ними элементов, перегрузка, выделение из масла горючих газов, понижение уровня масла, повышение его температуры.

Из изложенного следует, что защита трансформаторов должна выполнять следующие функции:

а) отключать трансформатор (автотрансформатор) от всех источников питания при его повреждении;

б) отключать трансформатор (автотрансформатор) от поврежденной части установки при прохождении через него сверхтока в случаях повреждения шин или другого оборудования, связанного с трансформатором (автотрансформатором), а также при повреждениях смежного оборудования и отказах его защиты или выключателей;

в) подавать предупредительный сигнал дежурному персоналу подстанции (или электростанции) при перегрузке трансформатора (автотрансформатора), выделении газа ил масла, понижении уровня масла, повышении его температуры.

В соответствии с назначением для защиты трансформаторов (автотрансформаторов) при их повреждениях и сигнализации о нарушении нормальных режимов работы применяются следующие типы защит:

Дифференциальная защита для защиты при повреждениях обмоток, вводов и ошиновки трансформаторов (автотрансформаторов).

1 - дифференциальная защита на реле типа ДЗТ-21; 2 - газовая защита; 3,4,5 - МТЗ с блокировкой по напряжению; 6,7 - защита от перегрузки; 8 - реле УРОВ; 9,10,11 - исполнительные элементы защиты.

Рисунок 9 - Структурная схема защиты понижающего трансформатора 220/35/6 кВ с питанием со стороны высшего напряжения

2. Токовая отсечка мгновенного действия для защиты трансформатора (автотрансформатора) при повреждениях его ошиновки, вводов и части обмотки со стороны источника питания.

3. Газовая защита для защиты при повреждениях внутри бака трансформатора (автотрансформатора), сопровождающихся выделением газа, а также при понижениях уровня масла.

4. Максимальная токовая или максимальная направленная защита или эти же защиты с пуском минимального напряжения для защиты от сверхтоков, проходящих через трансформатор (автотрансформатор), при повреждении как самого трансформатора (автотрансформатора), так и других элементов, связанных с ним. Защиты от сверхтоков действуют, как правило, с выдержкой времени.

5. Защита от замыканий на корпус.

6. Защита от перегрузки, действующая на сигнал, для оповещения дежурного персонала или с действием на отключение на подстанциях без постоянного дежурного персонала.

На рисунке №9 представлена структурная схема защиты трансформатора ТДТН-40000/220.

Кроме того, в отдельных случаях на трансформаторах (автотрансформаторах) могут устанавливаться и другие виды защиты.

Сравнение релейных защит с использованием электромеханических и микропроцессорных устройств

В релейную защиту микропроцессорные устройства пришли довольно поздно, чем в другие области электротехники. Первые устройства защиты с микропроцессорами выпустили в начале 80-х гг Siemens и ABB. Именно к этому времени появились процессоры, способные принять необходимое количество сигналов о состоянии сети и преобразовать их.

Схема работы и тех, и других (МУРЗ и ЭМРЗ) аналогична. Совокупность измерительных преобразователей воспринимает незапланированные отклонения от нормальной работы сети (о состоянии угла сдвига фаз, о величине напряжения и тока, и др.), стоящие за ними приборы анализируют состояние сети («мозги») и в зависимости от величины отклонений выдают команду на противоаварийное отключение. Приборы, анализирующие состояние сети, выполняются на электромеханических реле (релейная логика) или на микропроцессорах (логика, реализованная на базе микропроцессоров) с соответствующими периферийными устройствами, которые преобразуют аналоговый сигнал.

Измерительные преобразователи воспринимают в основном только два параметра: величину тока и величину напряжения в сети. Для электромеханической релейной защиты этих сведений вполне достаточно: при определенных отклонениях параметров на цепь управления поступит сигнал, и сеть будет отключена. Микропроцессорные устройства на основании двух данных параметров выдают и запоминают еще целый ряд дополнительных: причина отключения, время и дата отключения, ток и длительность аварийной ситуации, векторная диаграмма напряжений и токов в линиях в момент отключения и др. Но конечная задача этих устройств - дать сигнал на отключение при перегрузке сети.

Электромеханические реле защиты (ЭМРЗ) последнего поколения полностью удовлетворяли всем требованиям, предъявляемым к ним как к средствам защиты электроэнергетических объектов от аварийных режимов в течение десятков лет. В новейших микропроцессорных устройствах релейной защиты (МУРЗ) функции релейной защиты объединили с функциями устройств связи передачи данных, регистраторов аварийных режимов, узлов подстанционной логики и др. Такие многофункциональные комплексы стали сравнивать с единичными однофункциональными ЭМРЗ, отработавшими не один десяток лет и порядком изношенными, и говорить о неоспоримых преимуществах микропроцессорных «реле защиты». При этом как бы упускается из виду, что речь идет о совершенно разных по выполняемым функциям устройствах, которые просто нельзя сравнивать друг с другом. В статьях мировых производителей и дистрибьюторов (МУРЗ) отмечаются только положительные качества МУРЗ, хотя существуют ряд проблем, связанных с переходом на микропроцессорные системы. Несмотря на проблемы, связанные с внедрением МУРЗ, их все более широкое распространение и полное вытеснение ими электромеханических реле является неизбежным уже только потому, что выпуск электромеханических реле полностью прекращен практически всеми ведущими мировыми производителями реле. Причиной этого являются не непреодолимые принципиальные недостатки электромеханических реле, а сверхприбыли, которые получают компании, при производстве МУРЗ по сравнению с производством электромеханических реле. Поскольку будущее релейной защиты неизбежно связано с микропроцессорными системами (во всяком случае, для сложных защит), прогноз путей развития этого вида техники представляет безусловный интерес.

Однако встает вопрос, насколько необходимы все эти дополнительные параметры, оснащаемые МУРЗ, и на сколько увеличившийся объем информации улучшает качество работы релейной защиты? Логика работы энергосистемы не изменилась, не увеличилось количество операций, выполняемых энергосистемой: производство электроэнергии, передача и перераспределение ее потребителям, - а следовательно, не увеличилось и количество основных функций, которая должна выполнить релейная защита. Таким образом, можно сказать, что достоинством микропроцессорной защиты являются не их функциональные качества, а удобство в эксплуатации. Они (МУРЗ) выполняют те же самые функции, что и ЭМРЗ.

Апологеты использования микропроцессорных устройств в релейной защите говорят также о таких их достоинствах, как уменьшение массогабаритов, сокращение числа обслуживающего персонала, уменьшение затрат на эксплуатацию, поскольку при наличии МУРЗ можно с пульта управления проводить работу, которая выполняется вручную в случае использования ЭМРЗ. Однако, МУРЗ имеет и ряд существенных недостатков.

Так, одно из достоинств защиты с микропроцессорами может обернуться крупным недостатком. На пульте управления установки задаются одним нажатием кнопки, но никто не застрахован от системной ошибки, даже при наличии дополнительного компьютерного контроля, потому что существует такая вещь, как компьютерный вирус. Поэтому вероятность системной ошибки при микропроцессорных защитах достаточно велика, что наблюдается в США и Европе.

У микропроцессоров очень высокая чувствительность, может быть поэтому достаточно много ложных срабатываний, кроме того они не способны выдерживать сильные нагрузки.

Говоря о возможном переходе на защиту, основанную на микропроцессорах, возникает еще одна проблема - их подверженность электромагнитным излучениям, что в значительной степени снижает эффект защиты. Есть еще одно «но» в вопросе переоснащения российской энергосистемы - электромагнитная совместимость. Прежде чем ставить МУРЗ необходимо провести реконструкцию всех действующих подстанций с тем, чтобы заземляющие контуры довести до соответствующих требований.

Микропроцессорные реле не обеспечили более высокий уровень надежности электроснабжения и не облегчили работу обслуживающего персонала.

Еще один очень существенный недостаток МУРЗ - они требуют обновления программного продукта, который устаревает гораздо быстрее, чем техника. Он устаревает через три года, через пять лет его уже нужно менять, а в масштабах нашей энергосистемы это очень большие затраты.

Кроме того, внедрять повсеместно в российской энергетической системе микропроцессорную технику нецелесообразно не только по техническим причинам и по соображениям безопасности, но и в силу экономических факторов. Отечественной релейной защиты с использованием микропроцессорных устройств у нас нет, а импортные - очень дорогие. При этом старение микропроцессорных устройств сопоставимо со старением компьютерной техники (10 лет), в то время как традиционная релейная защита благополучно работает до 50 лет. Ограничивающим фактором использования релейной защиты на микропроцессорах также является отсутствие квалифицированного обслуживающего персонала. Например, на совещании в "Мосэнерго" было отмечено, что в их системе установлены 1000 микропроцессорных устройств 56 различных типов пяти различных фирм. Получается, что обслуживающий персонал должен освоить, и при этом основательно, все 56 типов защитных устройств, со всеми их особенностями и нюансами. А это нереально.

Результаты сравнения релейных защит (МУРЗ и ЭМРЗ) сведем в таблицу 11.

Таблица 11 - Сравнение релейных защит с использованием электромеханических и микропроцессорных устройств

Электромеханические УРЗ	Микропроцессорные УРЗ
преимущества	недостатки	преимущества	недостатки
1	2	3	4
Высокая надежность	Сложность в эксплуатации	удобство в эксплуатации	Возможность преднамеренных дистанционных воздействий с целью нарушения её работы
Низкая стоимость	Настройка реле по месту его установки	Не значительные массогабариты	Требуют обновления программного продукта
Низкая подверженность электромагнитным возмущениям со стороны питающей системы	Большое количество обслуживающего персонала	позволяет передавать информацию на удаленный пульт	Высокая подверженность электромагнитных возмущений со стороны питающей системы
Отсутствие чужеродных элементов РЗ	Высокие массогабариты	Высокая чувствительность	Ложные срабатывания
Высокий ресурс		Селективность	Высокая стоимость
Единые теоретические сведения		Быстродействие	Не являются взаимозаменяемыми
Взаимозаменяемость элементов РЗ		Сокращение числа обслуж. персонала	Неремонтопригод-ность

Один из крупнейших специалистов в области релейной защиты, главный конструктор по РЗиА ОАО «ЧЭАЗ» Геннадий Варганов, определил направление перехода от ЭМРЗ к МУРЗ: «Переход на микропроцессорные устройства неизбежен. Однако это дела не ближайшего будущего. В ближайшие 2-3 года необходимо заменить физически изношенную аппаратуру, которую уже нельзя эксплуатировать, на традиционные отечественные аппараты, выровнять состояние энергосистемы и только после этого приступить к планомерному, постепенному переходу на релейную защиту с использованием микропроцессоров».

Расчет токов короткого замыкания релейной защиты понижающих трансформаторов с РПН

Известно, что современные трансформаторы распределительных сетей напряжением 35 кВ и выше имеют автоматические регуляторы напряжения (РПН), цель которых поддерживать на шинах низшего напряжения (НН и/или СН) трансформатора номинальное напряжение при эксплуатационных изменениях напряжения на стороне высшего напряжения (ВН).

Для таких трансформаторов дополнительно необходимо иметь значения диапазона регулирования напряжения и напряжений короткого замыкания Uк%, соответствующие крайним положениям РПН.

Все современные понижающие трансформаторы общего назначения имеют встроенные регуляторы напряжения РПН на стороне ВН.

При уменьшении коэффициента трансформации (-ДUРПН) сопротивление Хтр уменьшается по сравнению со средним его значением, а при увеличении коэффициента трансформации (+ДUРПН) - увеличивается.

Значение Uк при среднем положении регулятора РПН, а также для крайних положений РПН, указывается указываются в паспорте трансформатора (таблица 12).

Таблица 12 - Технические данные трансформатора ТДТН-40000/220

Тип тр-ра

Номинальные напряжения обмоток, кВ

Напряжение Uк в зависимости от РПН, %

ВН-НН

СН-НН

ВН-СН

ВН

СН

НН

min

cp

max

min

cp

max

min

cp

max

ТДТН-40000/220

230

38,5

6,6

29,3

22

19

-

9,5

-

16,8

12,5

9,8

Зададимся эквивалентным источником питания, у которого мощность короткого замыкания Sк = 2170 МВА, суммарный ток короткого замыкания Iк = 5,45 кА, напряжение Uсн = 230 кВ. Определим сопротивление системы при заданных параметрах по формуле 17:

Сопротивление воздушной линии Сев. Возей - Харьяга равно ХВЛ = 3,03 Ом (таблица 2). В расчетах принято учитывать активные сопротивления, если значение R составляет примерно третью часть индуктивного сопротивления. Так как это условие не выполняется, активную составляющую сопротивления воздушной линии учитывать в расчетах не будем.

Определим сопротивления обмоток трансформатора для всех трех положений РПН. Согласно паспортным данным (таблица 3) регулирование напряжение на рассматриваемых трансформаторах обеспечивается в пределах регулирования ±12%. Однако, согласно ГОСТ 721-89, ГОСТ 27514-87 ограничивают максимальное значение напряжения равным 252 кВ в сети со средним номинальным напряжением 230 кВ [17].

, (46)

, (47)

, (48)

где Uк% - напряжения короткого замыкания для соответствующих режимов (таблица 12) , - напряжения, соответствующие среднему, максимальному и минимальному положению РПН, определим последние два по формулам:

, (49)

, (50)

где - половина полного диапазона регулирования напряжения на стороне ВН трансформатора, о.е.

Принимаем

Сопротивления трансформатора на высокой стороне ВН:

Сопротивление трансформатора на средней стороне СН принимаем равным нулю. Сопротивления трансформатора на низкой стороне НН:

Изобразим расчетную схему сети и ее схему замещения на рисунке 10.

схема сети (а) и ее схема замещения (б)

Рисунок 10 - Расчетные схемы

Произведем расчет токов к.з., предварительно рассчитав сопротивления относительно заданных точек к.з.

, (51)

, (52)

Точка К1:

Точка К2:

А) для среднего положения регулятора РПН трансформатора:

Ток в месте к.з., приведенный к действительному напряжению 38,5 кВ, равен

Б) для максимального положения регулятора РПН трансформатора. Значение суммарного сопротивления сети приводим к 252кВ:



Ток в месте к.з., приведенный к действительному напряжению 38,5 кВ, равен

В) для минимального положения регулятора РПН трансформатора. Значение суммарного сопротивления сети приводим к 202,4кВ:

Ток в месте к.з., приведенный к действительному напряжению 38,5 кВ, равен

Точка К3:

А) для среднего положения регулятора РПН трансформатора:

Ток в месте к.з., приведенный к действительному напряжению 6,6 кВ, равен

Б) для максимального положения регулятора РПН трансформатора. Значение суммарного сопротивления сети приводим к 252кВ:

Ток в месте к.з., приведенный к действительному напряжению 6,6 кВ, равен

В) для минимального положения регулятора РПН трансформатора. Значение суммарного сопротивления сети приводим к 202,4кВ:

Ток в месте к.з., приведенный к действительному напряжению 6,6 кВ, равен

При максимальном положении РПН ток к.з., приведенный к напряжению 38,5 кВ, составляет 4,57кА. Это соответствует сопротивлению сети в минимальном режиме:

При минимальном положении РПН ток к.з., приведенный к напряжению 38,5 кВ, составляет 2,75 кА. Это соответствует сопротивлению сети в максимальном режиме:

При максимальном положении РПН ток к.з., приведенный к напряжению 6,6 кВ, составляет 17,29 кА. Это соответствует сопротивлению сети в минимальном режиме:

При минимальном положении РПН ток к.з., приведенный к напряжению 6,6 кВ, составляет 9,65кА. Это соответствует сопротивлению сети в максимальном режиме:

Напряжения на шинах 6 и 35 кВ остаются неизменными, так как назначение РПН - сохранять постоянным напряжение на шинах низшего (среднего) напряжения регулированием напряжения на стороне ВН.



Таблица 13 - Результаты расчетов тока к.з.

Сторона трансф-ра	Режим сети
	минимальный	нормальный (ном.)	максимальный
	, кА	, кА	, кА	, кА	, кА	, кА
1	2	3	4	5	6	7
ВН	2,63	2,28	2,87	2,49	3,27	2,83
СН	2,75	2,38	3,75	3,25	4,57	3,96
НН	9,65	8,36	13,59	11,77	17,29	14,97

Результаты расчетов сведем в таблицу 13. Здесь же укажем двухфазные токи короткого замыкания, которые составляют 0,87 от трехфазного тока к.з.

Дифференциальная защита трансформатора ТДТН-40000/220 (реле ДЗТ-21)

Для обеспечения защиты трансформаторов на подстанции «Харьягинская» используется дифференциальная защита с применением полупроводникового реле типа ДЗТ-21. Данная защита предназначена для использования в качестве основной защиты силовых трансформаторов. Исполнение защиты у реле ДЗТ-21 трехфазное с общим выходом трех фаз.

Использование полупроводниковой элементной базы позволило кроме увеличения чувствительности в ряде случаев уменьшить потребляемую защитной мощность по цепям переменного и постоянного тока и повысить быстродействие по сравнению с широко применяемыми в настоящее время дифференциальными защитами на электромеханических реле типов РНТ-560 и ДЗТ-11.

Защита ДЗТ-21 предназначена для работы при питании ее от сети постоянного оперативного тока напряжением 220 и 110В и от блоков питания с номинальным выходным напряжением выпрямленного тока 110 В.

Защита выполнена на вторичный номинальный ток 5 А, что обеспечивается через выравнивающие автотрансформаторы тока типа АТ-32, использующиеся также для выравнивания токов в плечах защиты. Выравнивающие автотрансформаторы выполняются однофазными.

Тормозные характеристики имеют ступенчатое регулирование на два положения со значениями 0,6 и 1 номинального тока ответвления. Коэффициент торможения регулируется в пределах 0,3-1. Коэффициент возврата защиты составляет не менее 0,6.

Защита на минимальной установке по току срабатывания (0,3 номинального тока ответвления) обеспечивает отстройку от бросков намагничивающего тока с апериодической составляющей и амплитудой, превышающей амплитуду номинального тока ответвления в 6-8 раз (для однофазного трансформатора; уставка времяимпульсного блокирования 4,5-5 мс); обеспечивает отстройку от периодических токов включения с амплитудой, превышающей амплитуду номинального тока ответвления до 2 раз (для трехфазных трансформаторов; в связи с малым временем первой гармоники применяется комбинированный времяимпульсный метод блокирования защиты при появлении в кривой тока пауз заданной длительности в сочетании с торможением от второй гармоники дифференциального тока, последняя составляет не менее 40% от первой гармоники).

Защита типа ДЗТ-21 надежно срабатывает при напряжении постоянного тока от 80 до 110% номинального и при напряжении постоянного тока от 70 до 120% номинального.

Схема входных цепей защиты обеспечивает выравнивание действия токов плеч для дифференциальной цепи в диапазоне токов от 2,5 до 5 А, что обеспечивает эти токи ответвления от обмотки трансреактора.

Аналогичный диапазон соответствует и для выравнивания действия токов плеч для любой тормозной цепи. Точное выравнивание токов в плечах защиты осуществляется путем выбора соответствующих ответвлений, выравнивающих автотрансформаторов на основе расчета их коэффициента трансформации.

Потребляемая мощность защиты совместно с выравнивающими автотрансформаторами в нормальном и аварийном режимах не превышает 5 ВА на фазу при первичном токе 5 А для автотрансформатора типа АТ-32, и при номинальном токе автотрансформатора АТ-31.

При всех многофазных к.з. возникновение условий, вызывающих одновременное замедление реле нескольких фаз защиты, практически невозможно, поэтому при этих видах к.з. защита срабатывает без замедления.

Структурная схема дифференциальной защиты содержит (рисунок 11): рабочую цепь РЦ; цепь торможения от второй гармоники ТЦ1; цепь процентного торможения ТЦ2, на вход которой подаются токи плеч защиты; времяимпульсный реагирующий орган РО; дифференциальную отсечку ДО, на вход которой с выхода РЦ подается выпрямленный ток; усилитель У; выходные реле ВР; блок питания БП; МПУ - модуль питания и управления.

Орган РО состоит из релейного формирователя прямоугольных импульсов РФ, элемента выдержки времени на возврат ВВ и элемента выдержки времени на срабатывание ВС.

В нормальном режиме и режиме внешнего к.з. рабочий ток на входе РО будет меньше суммы токов срабатывания (, поэтому сигнал на выходе РФ будет равен нулю.

Рисунок 11 - Структурная схема дифференциальной защиты.

При на входе РО и на выходе РФ появляется единичный сигнал, поступающий на вход ВВ, а это в свою очередь приводит к появлению единичного сигнала на выходе ВВ. При исчезновении единичного сигнала на входе ВВ сигнал на выходе ВВ становится равным нулю только по истечении выдержки времени элемента ВВ на возврат (), принятой для исполнения защиты на 50 Гц. Единичный сигнал на выходе ВС появляется при наличии единичного сигнала на входе ВС в течение времени, превышающего уставку элемента ВС на Этот сигнал усиливается усилителем, и защита срабатывает через выходные рле ВР.

При синусоидальном токе (рисунок 12) длительность пауз на выходе РФ зависит от отношения амплитуды тока к заданному уровню срабатывания . Если отношение такое, что , то на выходе ВВ появляется единичный сигнал, не имеющий пауз. При этом спустя время , на выходе ВС появляется сигнал, что приводит к срабатыванию защиты.

Учитывая высокие уровни токов к.з. и то, что минимальный ток срабатывания защиты не более 0,7 номинального. Можно считать, что при всех к.з. в защищаемой зоне обеспечивается соблюдение условия .

Рисунок 12 - Временная диаграмма работы реагирующего органа защиты при синусоидальном токе к.з. в защищаемой зоне.

Дифференциальная защита выполнена трехфазной, трехрелейной. Модуль реле защиты дифференциальный МРЗД (РЦ, ТЦ1, ТЦ2, ДО, РО) устанавливается в общей кассете (рисунок №13). В зависимости от конкретной схемы и параметров защищаемого трансформатора кассета дополняется необходимым числом выравнивающих автотрансформаторов тока и приставок дополнительного торможения, которые устанавливаются на панели защиты отдельно от кассеты.

Произведем выбор уставок и схемы включений защиты.

Выбор уставок и схемы включения защиты в основном сводится к расчету минимального тока срабатывания и коэффициента торможения чувствительного органа; выбору тока срабатывания отсечки; определению ответвлений в плечах рабочей и тормозной цепей, включая при необходимости выбор ответвлений выравнивающих автотрансформаторов; расчету чувствительности.

Определим первичные токи для всех сторон трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:

, (53)

Ток на стороне ВН:

Ток на стороне СН:

Ток на стороне НН:

В соответствии со схемой соединения обмоток силового трансформатора Y/Y/Д выбираем схему соединения вторичных обмоток трансформаторов тока (ТА) Д/Д/Y. При этом устанавливаем в дифференциальные цепи три реле ДЗТ-21.

Расчетные коэффициенты ТА определяются по формуле:

, (54)

где - номинальный ток на сторонах защищаемого трансформатора, А; - номинальный вторичный ток ТА.

Коэффициент схемы соединения обмоток ТА для Y равен 1, для Д- .

На стороне ВН:

Принимаем на высокой стороне трансформатор тока 300/5.

На стороне СН:

Принимаем на средней стороне трансформатор тока 1500/5.

На стороне НН:

Принимаем на низкой стороне трансформатор тока 5000/5

Затем по первичным токам определим соответствующие вторичные токи в плечах защиты с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока Кi и коэффициента схемы Kсх:

, (55)



На стороне ВН:

На стороне СН:

На стороне НН:

После выберем ответвление трансреактора Iотв,ном,осн реле TAV или выравнивающих автотрансформаторов для стороны, принятой за основную.

Для плеч защиты основной стороны номинальный ток ответвления трансреактора реле TAV или выравнивающих автотрансформаторов Iотв,ном,осн,, если последние используются в рассматриваемом плече, выбирается исходя из вторичного тока в этом плече защиты Iном,в,осн, соответствующего номинальной мощности трансформатора. При выборе ответвления необходимо руководствоваться следующим условием:
, (56)

За основную сторону может приниматься любая сторона, но иногда принимают ту, которой соответствует наибольший из вторичных токов в плечах защиты, так как при этом в общем случае третья составляющая тока небаланса получается меньше.

В связи с тем, что ближайшего из токов к номинальному трансреактора нет, то целесообразно включение выравнивающих автотрансформаторов.

В основную сторону (ВН) установим АТ-31, принимаем номинальный ток ответвления 2,9 А, с коэффициентом трансформации 2,9/5 = 0,58, что в свою очередь соответствует номинальному току ответвления №1 трансреактора.

Для плеч защиты неосновных сторон номинальный ток ответвлений трансреактора реле TAV или выравнивающих автотрансформаторов Iотв,ном,неосн выбирается исходя из вторичного тока Iном,в,неосн в плечах защиты на рассматриваемой неосновной стороне, соответствующего номинальной мощности трансформатора и выбранного ответвления Iотв,ном,осн для основной стороны:

, (57)

Для стороны СН:

В неосновную сторону (СН) установим АТ-31, принимаем номинальный ток ответвления 3,41А, с коэффициентом трансформации 3,41/5 = 0,682, что в свою очередь соответствует номинальному току ответвления №1 трансреактора.

Для стороны НН:

В неосновную сторону (НН) установим АТ-31, принимаем номинальный ток ответвления 3,41 А, с коэффициентом трансформации 3,41/5 = 0,682, что в свою очередь соответствует номинальному току ответвления №1 трансреактора.

Ответвления принимаются с номинальным током, равным расчетному или ближайшим меньшим (по каталожным данным). Для выравнивающих автотрансформаторов выбранные ответвления являются первичными (со стороны трансформаторов тока высокого напряжения).

Такой выбор необходим для обеспечения возможности выставления на реле уставки относительного минимального тока срабатывания I*с,р,min (при отсутствии торможения), соответствующий наименьшему возможному значению первичного минимального тока срабатывания защиты :

, (58)

Выбираются также токи ответвления промежуточных трансформаторов тока ТА Iотв,торм,ном цепи торможения реле и приставок дополнительного торможения исходя из вторичных токов Iномв в плече защиты и коэффициента трансформации КАТ выравнивающих автотрансформаторов тока.

, (59)

Для стороны ВН:

Это соответствует ответвлению №1 обмоток промежуточного трансформатора тока и тормозной приставки.

Для стороны СН:



Это соответствует ответвлению №1 обмоток промежуточного трансформатора тока и тормозной приставки.

Для стороны НН:

Это соответствует ответвлению №1 обмоток промежуточного трансформатора тока и тормозной приставки.

Выравнивающие автотрансформаторы допускают длительное протекание тока, равно трем номинальным токам ответвления, но не менее 1,2 и не более 10 А.

Дифференциальные и тормозные цепи защиты, а также тормозная приставка выдерживают длительное протекание тока 10 А на всех ответвлениях. Представим расчеты в виде таблицы (таблица 12).

Таблица 12

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение для стороны
		220 Кв	35 Кв	6 Кв
1	2	3	4	5
Первичный ток в плечах защиты, А		100,41	599,84	3499
Соединение обмоток трансформатора	-	Y	Y	Д
Соединение обмоток трансформаторов тока	-	Д	Д	Y
Коэффициент схемы	Ксх	1,73	1,73	1
Коэффициент трансформации трансформаторов тока		300/5	1500/5	5000/5
Вторичный номинальный ток в плечах защиты , А		2,9	3,46	3,5
Тип выравнивающего автотрансформатора на основной стороне	-	АТ-31	-	-
Номинальный ток принятого ответвления автотрансформатора на основной стороне, А		2,9	-	-
Расчетный ток ответвлений на неосновных сторонах, А		-	3,46	3,5
Тип выравнивающего автотрансформатора на неосновной стороне	-	-	АТ-31	АТ-31
Номинальный ток принятых ответвлений автотрансфор-ра на неосновных сторонах, А		-	3,41	3,41
№ ответвления номинальный автотрансформатора для подвода вторичных токов в плечах защиты		1-7	1-7	1-7
№ ответвления номинальный автотрансформатора, к которому подключено реле		1-11	1-9	1-9
Номинальный ток ответвления, к которому подключено реле		5	5	5
Номинальный ток принятого ответвления трансреактора, А		5	5	5
№ ответвления номинальный трансреактора		1	1	1
Расчетный ток ответвления промежуточных трансформаторов тока цепи торможения, А		5	5,07	5,13
№ ответвления номинальный промежуточных трансформаторов цепи торможения тока		1	1	1
Номинальный ток ответвления промежуточных трансформаторов тока в цепи торможения, А		5	5	5

Уставку начала торможения принимаем равной 1 при условии, что торможение осуществляется от токов всех плеч защиты.

При таком выборе уставки начала торможения отсутствие торможения будет обеспечиваться при первичных токах меньше указанных:

, (60)

где Кток - коэффициент токораспределения соответственно для плеч защиты в рассматриваемом режиме.

Максимальный тормозной ток, соответствующий началу торможения, будет в режимах внешнего к.з., когда токи протекают только по плечам защиты, где выбраны ответвления промежуточных трансформаторов тока цепей торможения с большим номинальным током.

Определим расчетный первичный ток небаланса, по следующей формуле:

, (61)

где - составляющая, обусловленная погрешностью трансформатора тока; - составляющая, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора; - составляющая, обусловленная несовпадением расчетных токов и номинальных токов используемых ответвлений автотрансформаторов тока АТ-31 и АТ-32 или трансреактора реле TAV.

За расчетный принимается режим, при котором сумма трех составляющих тока небаланса будет максимальной, потому он выбирается из нескольких рассматриваемых режимов.

Первая составляющая определяется по выражению:
, (62)

где Кпер - коэффициент, учитывающий наличие периодической составляющей тока, принимается равным 1; Кодн - коэффициент однотипности трансформаторов тока, принимается равным 1; е - относительное значение полной погрешности трансформатора тока, вносимой выравнивающими автотрансформаторами тока, принимается 0,05о.е.

Составляющая определяется по выражению:

, (63)

где - относительные погрешности, обусловленные регулированием напряжения на соответствующей стороне; Кток - коэффициенты токораспределения.

Составляющая определяется по выражению:

, (64)

где - расчетные значения токов в плечах неосновных сторон; - ближайшие к расчетным номинальные токи принятых ответвлений выравнивающих автотрансформаторов или трансреактора реле в плечах неосновных сторон.

Первичный минимальный ток срабатывания защиты (ее чувствительного органа) при отсутствии торможения Iс.зmin выбирается по следующим условиям.

Отстройка от расчетного первичного тока небаланса в режиме внешнего к.з., соответствующем началу торможения :

, (65)

где Котс - коэффициент отстройки, учитывающий погрешности реле, ошибки расчета и необходимый запас, принимаемый равным 1,5.

Обеспечение недействия защиты от тока небаланса переходного режима внешнего к.з. Гарантируется заводом-изготовителем при:

, (66)

А

За расчетное значение минимального тока срабатывания защиты принимается большее из значений 34,5 А.

Определим относительные минимальные токи срабатывания реле для всех плеч защиты, соответствующие минимальному току срабатывания защиты:

, (67)

Уставка , выставляемая на реле с помощью переменного резистора R13, принимается равной большему из полученных значений, потому расчетной стороной принимается та неосновная сторона, где ток принятого ответвления автотрансформатора в максимальной степени отличается от расчетного значения. В данном случае такой стороной является сторона НН, тогда:

Затем определим действительные токи срабатывания чувствительного органа защиты для всех плеч защиты, соответствующие принятой уставки.

, (68)

На стороне ВН:

На стороне СН:

На стороне НН:

Определим коэффициент торможения по следующей формуле:

, (69)

где - относительный максимальный расчетный вторичный ток небаланса, подводимый к ответвлению трансреактора реле TAV при расчетном внешнем к.з., от которого защита должна быть отстроена соответствующим выбором коэффициента торможения; - относительный ток срабатывания реле при отстствии торможения (уставки минимального тока срабатывания); - полусумма относительных вторичных токов, подводимых к ответвлениям промежуточных трансформаторов тока АТ цепи торможения реле и приставок дополнительного торможения при расчетном внешнем к.з.; - относительный вторичный ток начала торможения (уставка начала торможения); - коэффициент отстройки, принимаемый 1,5.

Относительный ток небаланса состоит из трех составляющих относительных расчетных вторичных токов небаланса.

, (70)

Первая составляющая тока небаланса рассчитывается по формулам

, (71)

, (72)

где - относительный вторичный ток расчетного внешнего к.з., подводимый к ответвлению трансреактора реле TAV от рассматриваемого плеча защиты; - первичный ток расчетного внешнего к.з. в рассматриваемом плече защиты; - принятый номинальный ток ответвленя трансреатора реле TAV рассматриваемого плеча защиты.

Для стороны ВН:

Для средней стороны СН:

Для низкой стороны НН:

Определим Кторм при к.з. в точке К3 (на низкой стороне). Первичная составляющая тока небаланса рассчитывается для низкой стороны.

Для обеспечения недействия защиты от тока небаланса переходного режима внешнего к.з. коэффициент, учитывающий переходной режим, Кпер принимается равным 1,5-2.

Относительное значение полной погрешности e трансформаторов тока, соответствующее установившемуся режиму к.з., или качаний при выборе трансформаторов тока по кривым предельных кратностей при 10%-ой погрешности принимается равным 0,1.

Вторая составляющая небаланса рассчитывается по выражению

, (73)

где - относительные вторичные токи при расчетном внешнем к.з., подводимые к ответвлениям трансреактора реле TAV от плеч защиты, соответствующих сторонам защищаемого оборудования, на которых производится регулирование напряжения.

Вторая составляющая тока рассчитывается для основной стороны.

Третья составляющая тока небаланса рассчитывается по выражению

, (74)

где - относительные вторичные токи при расчетном внешнем к.з., подводимые к ответвлениям трансреатора реле TAV от неосновных плеч защищаемого оборудования.