Проектирование релейной защиты трансформатора

Федеральное агентство железнодорожного транспорта РФ Иркутский государственный университет путей сообщения Кафедра: «Электроснабжение железнодорожного транспорта»

Дисциплина: «Релейная защита»

Курсовая работа

«Проектирование релейной защиты трансформатора»

Выполнил:

студент группы ЭНС-04−1

Иванов А.К.

Проверил:

профессор Музыка Д.Ф.

Иркутск 2009

Реферат Введение Исходные данные Задание

1. Газовая защита трансформатора

2. Дифференциальная защита трансформатора

3. Максимальные токовые защиты трансформатора от внешних коротких замыканий

4. Максимальная токовая направленная защита

5. Максимальные токовые защиты от ненормальных режимов

6. Защита блокировки отделителя

7. Проверка трансформаторов тока на 10%-ную погрешность Список литературы

Реферат

В данном курсовом проекте рассчитаны продольная дифференциальная защиты от к.з. в обмотках и на наружных выводах трансформатора, максимальные токовые защиты (МТЗ) — от внешних к.з., максимальная токовая направленная защита — для устранения подпитки к.з. на ЛЭП системы внешнего электроснабжения со стороны тяговой или районной обмотки трансформатора, максимальные токовые защиты для защиты от ненормальных режимов, защита блокировки отделителя. А также сделана проверка трансформаторов тока на 10%-ную погрешность и дано графическое представление защит трансформатора

В соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) и руководящими указаниями по релейной защите, на трансформаторах устанавливаются защиты от внутренних повреждений, от внешних коротких замыканий (к.з.) и ненормальных режимов. В связи с этим на понижающих трансформаторах тяговых подстанций переменного тока применяются следующие виды защит:

1) Газовая защита — от всех видов повреждений внутри бака трансформатора, сопровождающихся выделением газа из трансформаторного масла, а также понижением уровня масла. Газовая защита двухступенчатая, действует на сигнал и на отключение трансформатора со всех сторон.

2) Продольная дифференциальная защита — от к.з. в обмотках и на наружных выводах трансформатора.

3) Максимальные токовые защиты (МТЗ) — от внешних к.з.

4) Максимальная токовая направленная защита (МТНЗ) — для устранения подпитки к.з. на ЛЭП системы внешнего электроснабжения со стороны тяговой или районной обмотки трансформатора.

5) Максимальные токовые защиты — для защиты от ненормальных режимов.

6) Защита блокировки отделителя. Защита обеспечивает отключение отделителя в «бестоковую паузу» и выполняется в однофазном однорелейном исполнении с использованием трансформатора тока, устанавливаемого в цепи короткозамыкателя.

Для контроля температуры верхних слоёв масла трансформатора устанавливаются термосигнализаторы, которые производят включение обдува трансформатора при достижении температуры масла +55⁰С.

Для подключения реле МТЗ со стороны 110 кВ и реле дифференциальной защиты используются отдельные обмотки трансформаторов тока (ТА). Другие обмотки ТА используются для подключения всех других защит.

Обмотки ТА класса 0,5 со стороны 27,5 кВ трансформатора используются для подключения счётчиков электрической энергии.

Исходные данные

· Тип, мощность и напряжение понижающего трансформатора на подстанции:

ТДТНЭ — 25 000/110 — 69

115/38,5/27,5.

· Мощность к.з. на шинах 110 кВ подстанции, МВ*А (в числителе — в режиме максимума энергосистемы, в знаменателе — в режиме минимума): 550/350.

· Выдержка времени фидеров, питающихся от шин 27,5 кВ: 0,5 с.

· Выдержка времени фидеров, питающихся от шин районной обмотки трансформатора: 0,7 с.

· Ступень выдержки времени Дt: 0,4 с.

Задание

В данном курсовом проекте надо рассчитать защиты: дифференциальную, максимальную токовую защиту от внешних коротких замыканий, максимальную токовую направленную, от ненормальных режимов, защиту блокировки отделителя для трехобмоточного понижающего трансформатора отпаечной тяговой подстанции переменного тока.

1. Газовая защита трансформатора

Газовое реле реагирует на выделение из трансформатора масла газов в результате разложения масла и изолирующих материалов при возникновении в трансформаторе электрической дуги.

Выбираем газовое реле типа РГЧЗ — 66.

На рисунке 1. Стрелкой указано направление потока масла и газа при внутреннем повреждении трансформатора. Реле состоит из резервуара 1, внутри которого на шарнирах укреплены плоскодонные алюминиевые чашки 2 и3.

Рис. 1 Устройство газового реле

В нормальном режиме резервуар полностью заполнен маслом и чашки удерживаются пружинами 4, в горизонтальном положении. При понижении в резервуаре 1 уровне масла из — за вытеснения его газами или течи в баке трансформатора опускается (под воздействием массы масла, оставшегося в чашках) сначала верхняя чашка, а затем и нижняя. Подвижные контакты 6 замыкаются с неподвижными 5. При бурном газообразовании поток масла и газов ударяется в лопасть 8, чашка 3 поворачивается и контакты 5 и 6 замыкаются. В зависимости от скорости масла и газов время срабатывания реле 0,05 — 0,5 с.

2. Дифференциальная защита трансформатора

Для выполнения продольной дифференциальной защиты трансформатора используется схема с циркулирующими токами.

Понижающий трансформатор, в отличие от линии или генератора, имеет некоторые специфические особенности, влияющие на выполнение его продольной дифзащиты. К таким особенностям относятся:

наличие броска тока намагничивания трансформатора при включении его под напряжение или при восстановлении напряжения после отключения близкого к.з.;

неравенство токов по вторичным обмоткам трансформаторов тока;

наличие углового сдвига вторичных токов ТА при различных схемах соединения силовых обмоток трансформатора.

Для дифзащиты трансформаторов в нашей стране выпускаются специальные реле серии РНТ и ДЗТ. Для защиты понижающих трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой, которые устанавливаются на тяговых подстанциях переменного тока, применяются в основном реле типа ДЗТ с насыщающимися трансформаторами тока (НТТ) и магнитным торможением.

Задачей расчета дифзащиты трансформатора является определение числа витков различных обмоток дифференциального реле защиты.

1. По заданной мощности трансформатора находим номинальные токи I_н высокой (ВН), средней (СН) и низкой (НН) сторон трансформатора.

I_вн===125,5 А

I_сн==375 А

I_нн==525,2 А

Выбираем типы ТА и определяем их коэффициенты трансформации. При этом, в целях повышения надежности защиты и уменьшения полных погрешностей ТА, целесообразно применять несколько завышенные против расчетных значения коэффициентов трансформации.

Для U_н=115 кВ

ТВ-110-I-150/5

Первичный ток I_1н=150 А

Вторичный ток I_2н=5 А

n_т=150/5=30

Для U_н=38,5 кВ

ТВ-35-I-600/5

I_1н=425 А

I_2н=5 А

n_т=425/5=85

Для Uн=27,5 кВ

ТВ-35-I-600/5

I_1н=600 А

I_2н=5 А

n_т=600/5=120

Выбираем схемы соединения ТА. Как известно, для компенсации углового сдвига токов ТА со стороны звезды обмоток понижающего трансформатора ТА соединяются в треугольник, а со стороны треугольника — в звезду.

Схемы соединения ТА в дифференциальной токовой отсечке трансформаторов.

Находим вторичные номинальные токи в плечах защиты :

где k_сх — коэффициент схемы (k_сх=1 для соединения ТА в звезду и k_сх=

для соединения ТА в треугольник);

n_Т — коэффициент трансформации ТА.

А,

А, А.

2. Выполним расчёты по определению максимальных I_кmax и минимальных I_кmin токов при трехфазном к.з. на стороне тяговой и районной обмоток трансформатора. Эти значения токов к.з. необходимы для отстройки защиты от максимальных токов небаланса I_нб при внешних к.з. и определения коэффициентов чувствительности защит.

Для определения внешних токов к.з. составим схему замещения, включающую сопротивление системы Xs и обмоток понижающего трансформатора Xт.

Расчет токов к.з. произведём при представлении сопротивлений в именованных единицах.

Сопротивление системы в максимальном и минимальном режимах:

,

Ом, Ом.

Расчетная схема Схема замещения Определим напряжения к.з. обмоток трансформатора

Uк вн — сн =17%, Uк вн — нн =10,5%, Uк сн — нн =6%

Uкв=0,5(Uкв — н +U кв — с — Uкс — н)=0,5(10,5+17 — 6)=10,75%

Uкс=0,5(Uкв — с +Uкс — н — Uкв — н) =0,5(17+6 -10,5)= 6,25%

Uкн=0,5(Uкв — н+Uкс — н — Uкв — с) =0,5(10,5+6 -17)= - 0,25%

Сопротивление обмоток трансформатора, приведённые к стороне 110 кВ:

,

Ом, Ом, Ом.

Сопротивления до шин 38,5 и 27,5 кВ в максимальном и минимальном режимах:

Токи к.з., протекающие через защищаемый трансформатор в расчетных режимах, при внешнем трехфазном к.з. в максимальном режиме работы системы — на шинах 38,5 и 27,5 кВ:

.

Приводим к обмотке высокого напряжения При внутреннем трехфазном к.з. в минимальном режиме работы системы на сторонах 38,5 и 27,5 кВ:

При внутреннем однофазном к.з. в минимальном режиме работы системы на стороне 110 кВ Для дальнейших расчетов выбираем наибольший ток из двух максимальных токов к. з Iк.мах=3378А и наименьший из двух минимальных токов к.з. .

3. Производим расчёт для выбора типа реле дифзащиты. Для этого сначала определим первичный ток (на стороне ВН трансформатора) ток срабатывания защиты.

Первым условием выбора первичного тока срабатывания защиты I_сз является отстройка от тока небаланса I_нб:

Icз? К_З *Iнб, где Кз — коэффициент запаса. Для реле типа РНТ Кз=1,3, а для реле типа ДЗТ Кз=1,5. Ориентируясь в начале на возможность применения реле типа РНТ, берем Кз=1,3

Определяем ток небаланса:

Ка — коэффициент, учитывающий переходный режим токов кз наличие апериодической составляющей). При наличие Нтт Ка=1

Кодн — коэффициент однотипности ТА. При различных типах ТА Кодн=1

Е — допустимая относительная погрешностьТА, Е=0,1

ДUрег — относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжение. Принимается равной половине полного суммарного диапазона регулирования (для трансформаторов ТДТНЭ ДUри=0,16;

ДFвыр — относительная погрешность от неточного выравнивания токов плеч защиты вследствие невозможности точной установки на реле расчетного числа витков. Так как число витков пока еще неизвестно то Дfвыр =0;

Iк макс. — максимальное значение тока к.з. (на стороне ВН трансформатора) при к.з. на стороне СН или НН.

Вторым условием выбора первичного тока срабатывания защиты является отстройка от броска тока намагничивания:

Котс — коэффициент отстройки защиты от бросков тока намагничивания. Для реле типа РНТ Котс=1,3 для реле типа ДЗТ Котс =1,5

Ориентируясь в начале на возможность применения реле типа РНТ, берем Котс=1,3.

Iсз=1,3*125,5=163,1 А Принимаем за ток срабатывания Iсз=1142А. По выбранному току срабатывания защиты Icз определяется возможность применения реле типа РНТ. Для этого определяем коэффициент чувствительности дифзащиты Кч^с при двухфазном внешнем к.з.

Кч⁽²⁾=Iк⁽²⁾мин/Iсз, Где: Iкмин⁽²⁾ — значение минимального тока двухфазного к.з. приведенного к стороне ВН трансформатора.

Так как Кч⁽²⁾=1,18<2, то реле типа РНТ использовать нельзя. Выбираем реле типа ДЗТ-11

4. Определяем место включения тормозной обмотки реле ДЗТ-11. Наилучшим вариантом будет включить тормозную обмотку на сумму токов плеч защиты сторон СН и НН трансформатора.

По условию

Где =1,5

Icз=1,5*125.5=188,25 A

Понайденому току I определяется вторичный ток срабатывания реле.

Iср=(Iсз/n_т)*Кcх=(188,25/30)*=10,9А

5. Определяем число витков обмоток реле ДЗТ-11.

Число витков дифференциальной (рабочей) обмотки равно:

Wg=Fср/Iср, где Fср — магнитодвижущая (намагничивающая сила, необходимая для срабатывания реле. Для ДЗТ-11 Fср=100 А*вит;

Wg=100/10,9=9,17

(Принимаем 9 витков) Расчетное число витков уравнительных обмоток определяется из условия уравновешивания намагничивающих сил в реле, создаваемых минимальными токами в дифференциальной и уравнительной обмотке, считая одну из обмоток отключенной (НН), имеем

(Принимаем 8 витков)

I2сн, I2вн — номинальные вторичные токи сторон ВН и НН трансформатора.

Витки тормозной обмотки в данном выражении отсутствует, так как они включаются таким образом, что не создают тока в реле, а служат только для подмагничивания крайних стержней магнитопровода, насыщая их и препятствуя трансформации тока из рабочей обмотки во вторичную. Считая отключенной другую обмотку (СН), условие равновесия магнитных сил будет

(Принимаем 14 витков) Правильность выбора числа витков обмоток реле ДЗТ-11 может быть приведены по условию:

Число витков тормазной обмотки.

где k_з -коэфициент запаса, k_з =1,5;

tg бтангенс угла наклона к оси абсцисс с касательной, проведённой из начала координат к характеристике срабатывания, соответствующей минимальному торможению. Для реле ДЗТ-11 tg б =0,87;

W_расч — расчетное число витков рабочей обмотки. W_расч= W_g;

I_{нб max} — наибольший ток небаланса при трёхфазном к.з. на одной из сторон СН или НН трансформатора, определяемый по выражению с учётом ДFвыр. Погрешность от неточного выравнивания токов плеч защиты, вследствие невозможности точной установки на реле расчётного числа уравнительных обмоток, определяется для сторон ВН и НН трансформатора по выражению:

где W_{ур расч}, W_ур уст — расчётное и принятое к установке на реле число витков уравнительных обмоток.

Для подстановки в формулу берётся наибольшее из двух полученных значений I_{нб max};

I_{k max} — максимальное значение внешнего тока к.з. на одной из сторон СН или ВН трансформатора. В формулу подставляется значение I_{k max} соответствующее к.з. на той стороне трансформатора, для которой берётся I_{нб max}.

;

;

.

6. Определение коэффициента чувствительности защиты при двухфазном к.з.:

где I²кмин — значение минимального тока двухфазного к.з.;

n_твн — коэффициент трансформации со стороны ВН трансформатора;

Wg — принятое к установке число витков дифференциальной обмотки;

Fср0 — магнитодвижущая сила срабатывания реле типа ДЗТ-11 при отсутствии торможения, т. е. берётся начальная точка тормозных характеристик реле, Fср0=100А*ВТ;

Кч²=(1345*9,17)/(30*100)=4,035.

Значение k_ч² должно быть больше или равно 2, что и получилось.

3. Максимальные токовые защиты трансформатора от внешних коротких замыканий

МТЗ на стороне ВН трансформатора. Ток срабатывания МТЗ в общем случае определяется по выражению:

Iсз=,

где: Кз — коэффициент запаса, Кз =1,15 — 1,25;

Ксзп — коэффициент самозапуска, учитывающий увеличение тока

нагрузки в режиме самозапуска двигателей;

Кв — коэффициент возврата реле (для реле серии РТ — 40 Кв=0,85);

Iнmax — максимальный ток нагрузки.

Для МТЗ со стороны ВН можно принять Ксзп=1, а Iнmаx определить с учетом допустимой перегрузки трансформатора, т. е. Iнmax=1,5*Iн (где Iн — номинальный ток трансформатора).

А,

А.

По найденному первичному току срабатывания I_СЗ МТЗ определяем вторичный ток срабатывания реле I_СР и выбираем тип реле

А.

Выбираем реле типа РТ — 40/20

МТЗ со стороны 110 кВ для повышения чувствительности дополняется блокировкой (пуском) по напряжению.

Трансформаторы напряжения на отпаечных подстанциях устанавливаются на шинах тяговой и районной обмоток трансформатора. В связи с этим напряжения срабатывания защиты по напряжению будет равно:

где U_рmin — минимальное рабочее напряжение на шинах, например, тяговой обмотке;

К_З — коэффициент запаса, Кз=1,15 — 1,25;

Кв — коэффициент возврата (Кв=1,2 для реле типа РН — 50).

кВ По найденному первичному напряжению U_СЗ определяем вторичное напряжение срабатывания реле U_СР и выбираем тип реле

где n_н — коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

Выбираем трансформатор напряжения НКФ — 110−83У1

U1=110 000/ В, U2=100/ В,

n_н=U1/U2=110 000/100=1100,

В.

Выбираем реле РН — 53/200

Uсз = (Uрмин/(Кз*Кв))

U_рмин=27,5 кВ:

Uсз=27,5/1,2*1,2=19,09 кВ

Выбираем тр-р напряжения ЗНОМ-35−65

U1=27 500 В, U2=100 В

n_н=U1/U2=27 500/100=275

U_ср=19 090/275=69 В Выбираем реле РН — 53/200

Чувствительность МТЗ при наличии блокировки минимального напряжения не проверяется.

Выдержка времени МТЗ со стороны ВН трансформатора tмтз вн должна удовлетворять условиям:

tмтз вн= tмтз сн+Дt;

tмтз вн=tмтз нн+Дt;

где tмтз нн, tмтз сн — выдержки времени МТЗ вводов среднего и низкого напряжения;

Дt — ступень выдержки времени.

Выдержка времени МТЗ ввода районной обмотки на отключение секционного выключателя шин районной обмотки tмтз св определяется по выражению:

tмтз св=tфрп+Дt,

а на отключение выключателя ввода районной обмотки:

tмтз рп=tмтз св+Дt,

где tфрп — выдержка времени фидеров районных потребителей.

tмтз св=0,7+0,4=1,1 с,

tмтз рп=1,1+0,4=1,5 с Выдержка времени МТЗ ввода 27,5 кВ трансформатора:

tмтз сн=tфкс+Дt=0,5+0,4=0,9 c.

Тогда выдержка времени со стороны ВН:

tмтз вн =1,5+0,4=1,3 с,

tмтз вн =0,9+0,4=1,9 с.

Из двух значений выдержек времени принимаем наибольшее, т. е. tмтз вн =1,9 с. Выбираем реле типа ЭВ — 122 (0,25 — 0,35)

Максимальная токовая защита ввода 27,5 кВ трансформатора. Первичный ток этой защиты определяется на основании уже описанных выражений, причём k_сзп принимается равным 1, Iнmax=2Iн (где Iн — номинальный ток тяговой обмотки трансформатора).

А, тогда

А.

Далее определяем ток срабатывания реле и выбираем его тип. Затем определим чувствительность МТЗ по минимальному току двухфазного к.з. на стороне 27,5 кВ трансформатора:

А Выбираем реле типа РТ — 40/20.

Значит для повышения k_ч МТЗ дополним блокировкой по минимальному напряжению.

.

Выбираем тр-р напряжения ЗНОМ-35−65:

U_1н = 27 500 В

U_2н = 170 В

n_Т = 161

Выбираем тип реле РН — 53/200

Выдержка времени МТЗ:

tмтз сн = tфкс+Дt

t мтз. сн=0,5+0,4=0,9

Выбираем реле типа ЭВ — 112(0,1 — 1,3)

Максимальная токовая защита ввода районной обмотки трансформатора. Определим первичный ток срабатывания

I_нмакс=2* I_н=2*375=750 А, А.

Определим ток срабатывания реле:

Выбираем тип реле РТ — 40/50

Значит для повышения k_ч МТЗ дополним блокировкой по минимальному напряжению Выбираем трансформатор напряжения НОМ-35−66, обмотки:

U_1н = 35 000 В

U_2н = 100 В

n_Т = 350

Выбираем тип реле РН — 53/200

Выдержка времени МТЗ ввода районной обмотки на отключение СВ шин, А на отключение выключателя ввода районной обмотки.

Выбираем реле типа ЭВ — 122(0,25 — 3,5)

4. Максимальная токовая направленная защита

Первичный ток срабатывания пусковых реле этой защиты выбирается по выражению:

где Iн — номинальный ток трансформатора на стороне ВН.

А Вторичный ток срабатывания реле определится по выражению:

А.

Выбираем реле типа РТ — 40/6

Обмотки напряжения реле направления мощности получают питание от трансформаторов напряжения, присоединенных к шинам 27,5кВ. Реле направления мощности включается по 90⁰ схеме.

5. Максимальные токовые защиты от ненормальных режимов

Защита от перегрузки трансформатора. Первичный ток срабатывания защиты от перегрузки на стороне ВН трансформатора определяется по выражению:

где k_з — коэффициент запаса, k_з=1,05.

Далее определяем вторичный ток срабатывания реле и выбираем тип токового реле и реле времени, так как защита действует на сигнал с выдержкой времени 9 с.

.

Выбираем реле РТ-40/10,ЭВ-132(0,5−9)

Защита включения обдува трансформатора. Автоматическое включение обдува трансформатора производится при его нагрузке, равной 0,7Iн, т. е. I_cз оз=0,7 I_н.

Далее определяем вторичный ток срабатывания реле и выбираем его тип. Выбираем также тип реле времени.

Выбираем реле типа РТ-40/10,ЭВ-132(0,5−9).

6. Защита блокировки отделителя

Блокировка отделителя (ОД) должна надежно (при Кч) срабатывать при включении короткозамыкателя (КЗ). Для этого необходимо знать однофазный ток к.з. на стороне 110 кВ подстанции в минимальном режиме энергосистемы.

Его можно определить по току трехфазного к.з. на стороне 110 кВ в режиме минимума энергосистемы на основании соотношения:

гдесоответственно сопротивления нулевой и прямой последовательности до точки к.з.

Считая, что подстанция питается по одноцепным ЛЭП со стальным грозозащитным тросом, для которых, получаем:

А.

Тогда первичный ток срабатывания блокировки ОД определится по выражению:

где k_ч — коэффициент чувствительности, k_ч=2,5.

.

Вторичный ток срабатывания реле блокировки

где n_T — коэффициент трансформации ТА типа ТШЛ-0,5, устанавливаемого в цепи КЗ для питания реле блокировки. При одном первичном витке (шине) .

А Выбираем реле типа РТ-40/20

В заключение необходимо произвести проверку трансформаторов тока стороны ВН, к которым подключена МТЗ и дифзащита трансформатора.

В соответствии с ПУЭ трансформаторы тока, предназначенные для цепей релейной защиты, должны удовлетворять трём основным требованиям:

1) Обеспечивать точную работу измерительных органов релейной защиты при к.з. в зоне ее действия.

2) Обеспечивать надёжную работу измерительных органов при близких к.з., когда форма кривой вторичного тока ТА может искажаться за счет глубокого насыщения стали магнитопровода ТА.

3) Не иметь недопустимых перенапряжений на вторичных обмотках ТА при близких к.з.

Первое требование считается выполненным, если полная или токовая погрешность не превышает 10%. В связи с этим следует произвести проверку ТА на 10%-ную погрешность.

7. Проверка трансформаторов тока на 10-% погрешность

Проверка ТА может выполняться в следующей последовательности:

1. Определяется предельная кратность k₁₀ расчетного тока по отношению к первичному номинальному току трансформатора:

где т. е. принимается равным максимальному значению тока к.з.

Этот ток определяется при к.з. на стороне ВН трансформатора непосредственно за ТА по значению S_{кз max}.

.

2. Определяется допустимая вторичная нагрузка Т (Z_н доп), при которой полная погрешность е Т не превышает 10%.

Определение производится по кривой предельных кратностей ТА типа ТВТ-110, встроенных в ввод ВН трансформатора. Так как одинаковые вторичные обмотки соединяются обычно последовательно, то значение Z_н доп следует удвоить, т. е.

.

3. Сравнивается полученная по кривой предельных кратностей величина

Z_н доп с фактической расчётной нагрузкой ТА Z_н расч. При определении Z_н расч учитывается, что во вторичную цепь ТА со стороны ВН трансформатора включены реле МТЗ и ДЗТ. Для трехлинейной схемы, в кот;

орой ТА соединяются в треугольник, а реле — в звезду,

.

Сопротивления соединительных проводов

где l — длина кабеля от ТА до реле (в м), принимаем l=30 м;

q — сечение жилы кабеля (мм²), ;

удельная проводимость м/(Ом*мм²), для алюминия;

полное сопротивление токовых реле МТЗ

где S — потребляемая мощность реле, (ВА);

I — ток, при котором задана потребляемая мощность (5А).

Ом,

Ом.

Полное сопротивление дифференциального реле типа РНТ, ДЗТ принимается

Z_рдз=0,1 Ом. Величина переходного сопротивления в контактах r_пер во всех случаях принимается равной 0,1 Ом.

Если, то ТА работают с полной погрешностью е < 10%. Если

то для снижения погрешностей ТА можно перейти на больший коэффициент трансформации ТА. Однако при этом необходимо будет пересчитать уставки защит.

Итак, фактическая расчётная нагрузка ТА равна

Ом.

Отсюда следует, что ТА работает с полной погрешностью е < 10%.

1. Требования ЕСКД к текстовым документам. Методические указания по выполнению контрольных работ и курсовых проектов для студентов всех специальностей. Ч. 1. М.: ВЗИИТ, 1977. 24 с.

2. Марквардт К. Г. Электроснабжение электрифицированных железных дорог: Учебник для вузов ж. д. транспорта. М.: Транспорт, 1982. 528 с.

3. Фигурнов Е. П. Релейная защита устройств электроснабжения железных дорог. Учебник для вузов ж.д. транспорта. М.: Транспорт, 1981. 216 с.

4. Справочник по электроснабжению железных дорог. Т. 2 / Под. Ред. К. Г. Марквардта. М.: Транспорт, 1981. 392 с.

5. Давыдова И. К., Попов Б. И., Эрлих В. М. Справочник по эксплуатации тяговых подстанций и постов секционирования. М.: Транспорт, 7978. 416 с.

6. Какуевицкий Л. М., Смирнова Т. В. Справочник реле защиты и автоматики. М.: Энергия, 1972.344 с.

7. Прохорский А. А. Тяговые трансформаторные подстанции. М.: Транспорт 1978. 536 с.: 1983. 496 с.

8. Бородулин Б. М., Герман Л. А., Николаев Г. А. Конденсаторные установки электрифицированных железных дорог. М.: Транспорт, 1983. 136 с.

9. Герман Л. А. Вакуумные выключатели в устройствах электроснабжения железных дорог / ЦНИИТЭИ МПС. Серия «Электрификация и энергетическое хозяйство». Экспресс-информация. Вып. 1. М.: 1979. 32 с.

10. Бей Ю. М., Мамошин Р. Р., Пупышин В. Н., Шалимов М. Г. Тяговые подстанции. М.: Транспорт, 1986. 320 с.

11. Герман Л. А. Электроснабжение электрических железных дорог. Поперечная и продольная емкостная компенсация: Методические указания. М.: ВЗИИТ, 1983. 60 с.