1-5. Расчетная проверка пригодности трансформаторов тока (ТТ) по их погрешностям
До нашего времени в распределительных электрических сетях 6 — 35 кВ большинство устройств релейной защиты выполнено на аналоговых реле. При этом значительная часть устройств РЗА - на переменном оперативном токе [5]. Расчеты РЗА в этих сетях неразрывносвязаны с расчетной проверкой трансформаторов тока.
Трансформатор тока - один из наиболее распространённых видов электрических трансформаторов - устройств, преобразующих или изменяющих параметры электрической энергии ("Transformo" на латинском языке означает "преобразую").
Измерительные трансформаторы тока (ТТ) своей первичной обмоткой включаются последовательно в измеряемую (защищаемую) цепь электроустановки, например, в линию электропередачи. Вторичная обмотка ТТ замыкается на измерительные приборы (амперметры, счётчики электрической энергии) и аппараты релейной защиты практически всех типов.
От исправности и точности работы ТТ зависит не только правильный повседневный учет электроэнергии, отпускаемой потребителям, но и бесперебойность электроснабжения потребителей и сохранность самой электроустановки, особенно при коротких замыканиях (КЗ).
Точность ТТ характеризуется их полной погрешностью в передаче значения тока и угловой погрешностью в передаче фазы измеряемого тока. Требования к точности различны для ТТ, питающих измерительные приборы, и для ТТ, питающих аппаратуру релейной защиты.
Точная работа ТТ, используемых для релейной защиты, необходима для правильного функционирования большинства типов релейной защиты: максимальных токовых защит и токовых направленных защит, дистанционных и дифференциальных защит и т.п. Лишь в относительно редких случаях применяется релейная защита, не требующая измерительных ТТ (например, защита минимального напряжения).
В «Правилах устройства электроустановок (ПУЭ)» [1] приведены чёткие требования к точности ТТ, которые были разработаны и начали применяться в конце 1970-х годов. Далее рассматриваются эти требования и методы расчетной проверки пригодности трансформаторов тока для устройств РЗА по погрешностям ТТ.
Следует отметить, что расчетное определение погрешностей ТТ в одинаковой степени важно и необходимо как при использовании традиционных электромеханических и статических аналоговых реле, так и при использовании новой аппаратуры - цифровых реле и терминалов защиты, в особенности при применении цифровых токовых защит с обратнозависимыми времятоковыми характеристиками. Это объясняется тем, что в настоящее время абсолютное большинство устройств релейной зашиты, в том числе и цифровые защиты, получают основную информацию от традиционных электромагнитных ТТ.
Общие сведения о принципе работы электромагнитных ТТ, о методах экспериментальной проверки ТТ и их нагрузки здесь не рассматриваются [см. JI 2, 3].
Требования к ТТ, используемым для релейной защиты. Все ТТ, используемые для питания аппаратуры РЗА, должны обеспечивать:
точную работу измерительных органов защиты в конкретных расчетных условиях, для чего полная погрешность трансформаторов тока не должна превышать 10% при I1pacч;
надежную (без вибрации) работу контактов измерительных органов защиты при максимальном токе КЗ I1к.макс, когда могут быть повышенные погрешности трансформаторов тока и искажение формы кривой вторичного тока;
отсутствие опасных перенапряжений во вторичных цепях трансформаторов тока при том же максимальном токе КЗ.
Таким образом, расчетная проверка трансформаторов тока состоит из расчетных проверок на 10%-ную погрешность и надежность работы реле, а также расчетного определения напряжения во вторичных цепях (рис. 1-18).
Способы расчетной проверки ТТ на 10%-ную полную погрешность (условие ε k10, то можно считать, что погрешность ТТ не будет превышать допустимое значение 10%.
Выражение (1-21) можно использовать также при составлении задания на наладку релейной защиты. При известных параметрах ТТ и значении I1расч фактическая нагрузка ТТ не должна превышать следующего значения:
Для условий этого примера:
Расчетная проверка ТТ по условию ε fдоп? Следует рассмотреть несколько возможных мероприятий:
- замена существующих реле на такие, у которых выше значение бдоп, например, заменить реле РБМ-178 на реле РМ-12; также не следует оставлять в эксплуатации токовые защиты с реле ЭТ-520, а заменять их современными цифровыми токовыми защитами;
- уменьшение погрешности fмакс, что можно осуществить либо уменьшением значения zн.факт.расч, либо уменьшением kмакс путем увеличения коэффициента трансформации ТТ и, следовательно, I1ном.ТТ либо путем последовательного включения двух вторичных обмоток ТТ; каждое из этих мероприятий даст снижение fмакс на какое-то количество процентов, и эти проценты можно сложить (арифметически); рассмотренная методика и зависимость на рис. 1-20,6 позволяют легко произвести эти расчеты.
Последовательное включение двух вторичных обмоток ТТ. Если предполагается включить две обмотки одного класса, эффективность этого мероприятия оценивается следующим образом:
-по соответствующей кривой предельной кратности (рис. 1-20,а) определяется k10доп для 0,5 zн.факт.расч, считая что фактическая нагрузка распределится между обмотками как бы поровну;
-по новому, большему значению k10доп определяется коэффициент Амакс по выражению (1-29), который может оказаться значительно меньшим, чем в случае использования только одной обмотки этого ТТ;
-для меньшего значения Амакс определяется по рис. 1-20,б новое, меньшее значение fмакс.
Если предполагается включить последовательно две вторичные обмотки разных классов (например, "Р" и "0,5"), то необходимо для определения нового значения k10доп построить суммарную кривую предельных кратностей. Эта кривая ляжет правее КПК для класса "Р" и, следовательно, при том же значении zн.факт.расч получим большее k10доп.
Если предполагается использовать для последовательного включения две обмотки уже имеющихся ТТ, то необходимо снять суммарную ВАХ. Суммарная ВАХ проходит значительно выше, чем ВАХ одной из обмоток ТТ. И несмотря на то, что в выражение (1-23) вместо z2 необходимо ввести 2z2 или сумму z2 каждой из обмоток, значение Iнам и, следовательно, будет существенно меньше, чем при использовании одной из обмоток ТТ.
Проверка ТТ по третьему условию: U2 макс 10% и определение невозможности возврата дешунтирующих реле (из-за уменьшения значения вторичного тока I2к после дешунтирования ЭУ), а также определение надежности срабатывания дешунтированного ЭУ.
Подобная задача ставится и при расчетной проверке ТТ, питающих защиту с реле прямого действия РТМ и РТВ, которые сами выполняют функции ЭУ. Для таких ТТ допускается токовая погрешность f > 10% при условии, что при этом будет обеспечено надежное срабатывание реле защиты с необходимыми значениями коэффициентов чувствительности. Методика и примеры расчетной проверки ТТ для различных схем релейной защиты линий и трансформаторов напряжением от 6 до 110 кВ, выполненных на переменном оперативном токе, рассматриваются далее.
Релейная защита на переменном оперативном токе и роль трансформаторов тока в обеспечении надежности ее работы. Релейная защита в распределительных электрических сетях напряжением 6 и 10 кВ и до 110кВ включительно весьма часто выполняется на переменном оперативном токе. Это объясняется тем, что на относительно небольших подстанциях и распределительных пунктах этих сетей обычно из экономических соображений не устанавливаются аккумуляторные батареи или выпрямительные агрегаты (в отличие от электростанций и крупных подстанций промышленных предприятий).
Особенность использования трансформаторов тока (ТТ) в схемах релейной защиты на переменном оперативном токе заключается в том, что в этих схемах ТТ являются не только источником информации для измерительных органов защиты (токовой, дистанционной, дифференциальной, направленной), но также источником оперативного тока.
Оперативный ток. Оперативным называют переменный (или постоянный) ток, обеспечивающий работу:
—логических элементов защиты (реле времени, промежуточных и сигнальных реле):
-электромагнитов (катушек) управления коммутационных аппаратов (отключающих катушек ЭО выключателей, включающих катушек ВК короткозамыкателей и выключателей и т.п.);
— выпрямительных устройств, предназначенных для питания защит и аппаратов, работающих на выпрямленном (постоянном) оперативном токе; от ТТ питаются выпрямительные устройства, получившие название "блоки питания токовые" (БПТ);
-зарядных устройств (УЗ, БПЗ), т.е. выпрямительных устройств, предназначенных для заряда специальных конденсаторных батарей (БК), которые в нужный момент отдают заранее накопленную в конденсаторах энергию электромагнитам управления (например, отключающей катушке автоматического отделителя, установленного на стотюне 110 кВ силового трансформатора, что позволяет отключить от сети поврежденный трансформатор, причем в тот момент, когда на подстанции может отсутствовать напряжение и ток, и предварительно заряженная батарея конденсаторов БК является единственным источником оперативного тока, разумеется, если нет аккумуляторной батареи).
Источники оперативного тока. Источниками оперативного тока могут служить: —аккумуляторные батареи с собственными зарядными устройствами; это самый надежный и независимый источник оперативного тока, но слишком дорогостоящий для небольших подстанций распределительных сетей;
—выпрямительные устройства - блоки питания, получающие на входе переменный ток (БПТ) или переменное напряжение (БПН) соответственно от трансформаторов тока ТТ или трансформаторов напряжения ТН или от трансформаторов собственных нужд ТСН, и выдающие на общие шинки выпрямленный (постоянный)оперативный ток 110 В или 220 В; этот вид оперативного тока используется для питания сложных ступенчатых защит и другой аппаратуры, рассчитанной на постоянный оперативный ток;
—предварительно заряженные батареи конденсаторов БК со специальными зарядными устройствами БПЗ, получающими на входе переменный ток от ТТ или переменное напряжение от ТН или ТСН;
-трансформаторы напряжения или ТСН, которые могут обеспечить оперативным током только те устройства защиты, которые не предназначены для работы при коротких замыканиях (КЗ), когда возможны глубокие снижения напряжения, или при полном погашении подстанции, например, защиты от перегрузки, от снижения уровня масла в трансформаторе и т.п.
—трансформаторы тока, питающие те устройства защиты, которые предназначены для срабатывания при КЗ (максимальные токовые, дифференциальные, токовые направленные), а также электромагниты управления тех коммутационных аппаратов, на которые воздействуют эти защиты; очень часто эти же ТТ используются и для питания измерительных органов соответствующей защиты.
Для обеспечения надежной работы релейной защиты в сетях 35 кВ и выше используются, как правило, комбинации из нескольких источников оперативного тока. В распределительных сетях 6 и 10 кВ в городах и в сельской местности источником оперативного тока обычно являются только ТТ защищаемого присоединения. Такие схемы и являются в точном смысле схемами релейной защиты на переменном оперативном токе. Они могут быть разделены на два вида:
—схемы с дешунтированием ЭУ и
—схемы с реле прямого действия (РТМ и РТВ), которые сами же выполняют функции ЭУ выключателя.
Основной особенностью работы ТТ в этих схемах при КЗ является возможность увеличения полной погрешности ТТ по сравнению с принятой нормой =10%.
Задачей рассматриваемых далее расчетов является определение значений погрешностей ТТ и f, превышающих норму (10%), и проверка надежности функционирования в этих условиях релейной защиты и ЭУ коммутационных аппаратов защищаемого элемента электроустановки.
Расчеты для схем релейной защиты с дешунтированием ЭУ коммутационных аппаратов (ОК и ВК). Схемы релейной защиты с дешунтированием ЭУ могут быть двух видов в зависимости от типов реле, дешунтирующих ЭУ:
-схемы максимальных токовых защит с дисковыми индукционными реле типов РТ-85 и РТ-95, которые имеют специальные усиленные контакты для дешунтирования ЭУ;
—схемы ступенчатых максимальных токовых защит с независимой времятоковой характеристикой, дифференциальных защит, направленных токовых защит, которые имеют в своем составе специальные выходные промежуточные реле типов РП-341 и РП-361 с усиленными контактами для деигунтирования ЭУ.
Для обеспечения надежной работы этих схем при КЗ необходимо, чтобы ТТ работали с погрешностью (и f макc - наибольшее значение токовой погрешности ТТ в процентах; Iс.з. - первичное значение тока срабатывания защиты или отсечки, А; kв - коэффициент возврата реле (отношение тока возврата к току срабатывания реле).
Надо обратить внимание, что у электромагнитного элемента реле РТ-85, производящего при срабатывании переключение контактов и дешунтирование ЭУ,
очень низкий коэффициент возврата: kв = 0,3 - 0,4. Эта особенность конструкции реле в данном случае играет положительную роль, "удерживая" реле в сработавшем состоянии, несмотря на увеличение погрешности вплоть до 60 - 70%. Даже при такой погрешности ТТ значение коэффициента чувствительности защиты kч.з. практически не снижается, что свидетельствует о невозможности возврата реле РТ-85 после его срабатывания и дешунтирования ЭУ.
Однако в отличие от электромеханических реле у их полупроводниковых аналогов значения коэффициента возврата близки к 1. Таким образом, в случаях использования принципа дешунтирования ЭУ в полупроводниковых защитах необходимо предусмотреть специальные мероприятия, предотвращающие возврат дешунтирующих органов после их срабатывания и дешунтирования ЭУ, если коэффициент чувствительности кчз оказывается меньше, чем требуется по «Правилам».
Чувствительность ЭО в схеме на рис.1-5 и подобных схемах проверяется отдельно по выражению, аналогичному выражению (1-6), но без учета коэффициента возврата, т.е. по выражению (1-7):
где Iс.ЭО - ток срабатывания стандартной отключающей катушки, равный, как правило, 5А (РТМ) или 3,5А (Эотт); nт - коэффициент трансформации трансформаторов тока. Коэффициент схемы для схемы на рис.1-5 равен 1 и не указывается; для других схем, где kсх не равен 1, этот коэффициент должен учитываться.
Минимальное значение коэффициента чувствительности для ЭО, обеспечивающее их надежное срабатывание, должно быть приблизительно на 20% больше чем для соответствующих защит: kч.ЭО = 1,2 • kч.з..
Например, для максимальной токовой защиты при срабатывании в основной зоне требуется kч = 1,5, а для ЭО kч = 1,8. В зоне дальнего резервирования требуется для защиты kч = 1,2, а для ЭО kч = 1,44.
При такой раздельной проверке чувствительности РЗ и ЭО не требуется согласование их токов срабатывания, и поэтому ток срабатывания защиты (реле) может выбираться большим или меньшим, чем ток срабатывания ЭО.
Определение максимального значения токовой погрешности ТТ fмакс. Токовая погрешность ТТ, превышающая 10%, определяется расчетом по зависимости (рис. 1-20), при таком значении тока КЗ, при котором обеспечивается надежное срабатывание токовой отсечки, а если она не используется, то максимальной токовой защиты, и соответственно обеспечивается срабатывание ЭО. Коэффициент А определяется по выражению (1-29), а значения максимальной кратности по следующим выражениям:
где Iс.з. - ток срабатывания отсечки, а если она не используется, то максимальной токовой защиты, А; Iс.ЭО - ток срабатывания ЭО, A; I1ном.Т - первичный номинальный ток ТТ, А; kч - коэффициент чувствительности, равный примерно 1,5 для максимальной токовой защиты, 1,2 - для токовой отсечки линии, 1,8 - для ЭО. Если защищается трансформатор, то для токовой отсечки kч= 2, а для ЭО - около 2,4.
Значение допустимой предельной кратности k10доп, соответствующей полной погрешности ТТ = 10% при заданном сопротивлении zн.факт.расч, может быть определено либо расчетом , либо графически по соответствующей кривой предельной кратности (рис. 1-20,а).
Пример расчета fмакс для схемы защиты, приведенной на рис.1-5,а. Наибольшее значение сопротивления вторичной нагрузки ТТ имеет место при двухфазном КЗ фаз АВ или ВС в режиме после дешунтирования ЭО:
где rпр - сопротивление фазного провода от ТТ до реле и принятое равным ему сопротивление обратного провода схемы; zp - сопротивление реле РТ-85 при токе срабатывания; z ЭО - сопротивление ЭО при токе срабатывания; zпep - сопротивление контактов, принятое равным 0,1 Ом.
Сопротивлению нагрузки 2,5 Ом соответствует значение k10доп = 4 (рис. 1-20,а). Кратность кмакс при токе срабатывания отсечки равном, например, 700 А определяется по выражению: kмакс = 1,2 • 700/50= 16,8, где 50 А - первичный номинальный ток ТТ в этом примере. По выражению (1-29) коэффициент А = 16,8 / 4 = 4,2, а токовая погрешность fмакс = 65% (рис.1-20,б).
Для токовой отсечки характерны большие кратности тока срабатывания по отношению к току срабатывания максимальной токовой защиты (индукционного элемента РТ-80) и еще большие кратности по отношению к первичному номинальному току ТТ. Но и при таком большом значении погрешности ТТ возврат реле РТ-85 после дешунтирования ЭО не произойдет, поскольку значение коэффициента чувствительности остается примерно таким же, как и до дешунтирования ЭО.
Если токовая отсечка на линии не используется, то может оказаться, что и после дешунтирования ЭО погрешность ТТ не превышает 10%. Например, ток срабатывания максимальной токовой защиты с независимой характеристикой (с реле РТ-95) Iс.з. =3I1ном.Т. По выражению (1-20) k10 = 1,1 • Iс.з. / Iном.т = 3,3. По рис. 1-20 определяем, что допустимо zн = 3 Ом > zн.расч = 2,5 Ом и, следовательно, значение f в данном примере на более 10%.
Для токовых защит с обратно зависимой характеристикой погрешность ТТ определяется при токе согласования или токе перехода характеристики в независимую часть (для реле РТ-80 соответствует 5- 8 Iс.з.). Для рассматриваемого примера значение f находится в пределах 60 - 70%, т.е. также как в расчете для токовой отсечки.
Токи срабатывания стандартных ЭО составляют 5 или 3,5 А, т.е. равны или меньше I2ном.T (5 А). При этом значения предельной кратности k10 не превышают 1,5 и, как правило, f 150 А. Однако при этом рекомендуется уточнить значение I2к с учетом действительной токовой погрешности трансформаторов тока f, которая может быть определена по рассмотренной выше методике. Уточненное значение вторичного тока КЗ, дешунтируемого контактами реле РТ-85, определяется по выражению:
где I1к.макс - максимальное первичное значение тока КЗ в месте установки защиты, А; kсх - коэффициент схемы, принимаемый для схемы неполной звезды (рис.1-5) равным 1; nт - коэффициент трансформации ТТ; k= 1,2- коэффициент запаса, учитывающий возможность использования лучших сортов электротехнической стали для изготовления магнитопроводов ТТ; f - токовая погрешность ТТ в процентах, определяемая по рассмотренной выше методике; при этом zн.расч определяется без учета дешунтируемых ЭО, поскольку регламентируется ток до дешунтирования ЭО.
Например, при I1к= 1600 А и nт = 50/5 формально подсчитанное значение I2к = 160 А. Но при zн.расч = 0,3 Ом, k10доп = 18, kмакс =1600 / 50=32, коэффициент
А = 32/ 18= 1,8, значение f = 38%, I'2к =110А 10%.
Чувствительность ЭО при тех же условиях оказывается значительно ниже из-за отсутствия такого понятия как коэффициент возврата ЭО, а коэффициент чувствительности для ЭО требуется на 20% выше, чем для защиты. Если для дифференциальной защиты kч= 2, то для ЭО kч= 2,4. Такое значение kч практически не может быть обеспечено для защиты трансформаторов небольшой мощности, например, трансформаторов 110 кВ мощностью 2,5 и 6,3 MB-А при встроенных ТТ типа ТВТ-110 с nт 10% по зависимости Для них рекомендуется определять полную погрешность , равную току намагничивания I*нам, по фактическим вольтамперным характеристикам ТТ или по типовой кривой намагничивания стали и параметрам трансформаторов тока (рис.1-19).
Для трансформаторов 110 кВ большей мощности и трансформаторов 35 кВ схемы с дешунтированием ЭО имеют широкое распространение.
Расчетная проверка трансформаторов тока в схемах защиты на реле прямого действия. Схемы токовых защит на реле прямого действия являются наиболее простыми и дешевыми, т.к. эти реле выполняют также функции электромагнитов (катушек) отключения выключателей. При срабатывании они выбивают "защелку" привода выключателя, который отключается за счет энергии, например, предварительно сжатых пружин или предварительно поднятого груза. Однако для своего срабатывания реле прямого действия требуют значительную мощность от ТТ (десятки вольт-ампер). Соответственно велико и значение сопротивления вторичной нагрузки ТТ zн.факт (более одного ома). Погрешности ТТ при этом могут оказаться значительно больше 10%! Задачей расчетной проверки ТТ в этих схемах защиты является определение повышенных значений токовой погрешности ТТ и проверка чувствительности реле защиты при КЗ с учетом наибольшей возможной погрешности ТТ.
Схема защиты линий 6 и 10 кВ с реле прямого действия. Двухступенчатая токовая защита выполняется на реле РТМ (токовая отсечка) и РТВ (максимальная токовая защита с обратнозависимой времятоковой характеристикой). В качестве типовой принимается двухфазная двухрелейная схема (рис. 1-22,я). Для защиты трансформаторов со схемой соединения обмоток треугольник-звезда устанавливается третье реле РТВ (на рис. 1-22 реле 5), повышающее чувствительность защиты при двухфазных КЗ.
Чувствительность токовых защит с реле прямого действия следует проверять с учетом действительной токовой погрешности ТТ по выражению, аналогичному (1-6):
Проверка ТТ на 10%-ную погрешность для схемы защиты на рис. 1-22,а производится при токе срабатывания отсечки и, как правило, значение предельной кратности k10 оказывается весьма большим, а допустимое значение zн - маленьким. А фактическое значение расчетного сопротивления нагрузки zн.расч в этой схеме велико за счет сопротивления реле РТВ (при токе срабатывания 5 А - около 3 - 4 Ом, при 10 А - около 1 Ом). В результате расчета часто оказывается, что f > 10%. В этих случаях следует рассчитать действительную токовую погрешность трансформаторов тока по кривой на рис. 1-20,б, а затем определить значение k ч для токовой отсечки по выражению (1-6а). Если оказывается, что значение коэффициента чувствительности существенно ниже 1,2 для защиты линии или 2 для защиты трансформатора (или блока линия-трансформатор), следует рассмотреть несколько вариантов мероприятий для повышения чувствительности токовой отсечки и максимальной токовой защиты. Например, заменить ТТ на более мощные или с более высоким первичным номинальным током, перейти на схему с реле типа РТ-85 и т.д. В том числе следует рассмотреть наиболее дешевый и простой вариант раздельного включения реле РТМ и РТВ на обмотки классов Р и 0,5 установленных ТТ (рис. 1-22,6). Такая схема при определенных условиях допускается Правилами. При этом часто оказывается, что и для токовой отсечки и для максимальной токовой защиты обеспечиваются погрешности ТТ менее 10% за счет разных расчетных условий проверки ТТ на 10%-ную погрешность. Наряду с этим реле РТМ не снижает точность работы измерительных приборов, включенных на обмотку класса 0,5. Покажем это на одном из характерных примеров.
Пример. Для защиты линии 10 кВ, питающей трансформатор мощностью 1000 кВ-А со схемой соединения обмоток треугольник - звезда - 11, выбраны токи срабатывания: максимальной токовой защиты Iс.з. = 200 А (примерно 350% номинального тока трансформатора) и токовой отсечки Iс.о = 1000 А (по условию несрабатывания отсечки при КЗ за трансформатором, ток КЗ 650 А). Реле типа PTB-I и PTM-III привода типа ПП-67, ТТ типа ТПЛ-10, nт = 100/5 (рис. 1-23).
Производится проверка на 10%-ную погрешность ТТ класса Р (схема на рис.1- 22,а) при токе срабатывания отсечки в следующем порядке. Определяется предельная кратность k10 = 1,1 • Iс.о / Iном.T = 1,1 • 1000 / 100 = 11. По кривой предельных кратностей (рис. 1-20,а) определяется допустимое значение сопротивления нагрузки zн.доп = 0,8 Ом, при котором = 10%, а токовая погрешность f 2 с.р = 0,8 • 345 / 50 2 = 0,11 Ом,
где S - потребляемая мощность при втянутом якоре реле и токе срабатывания, В-А; коэффициент 0,8 учитывает, что расцепление механизма привода выключателя при срабатывании реле РТМ происходит несколько раньше, чем якорь реле полностью втянется и дойдет до упора, и сопротивление реле станет равным значению, указанному заводом-изготовителем для втянутого положения якоря.
Сопротивление реле РТВ при токе срабатывания Iс.р = 200 / 20 = 10 А равно zРТВ = 113 / 10 2 = 1,13 Ом, где S -потребляемая мощность реле при токе срабатывания 10 А и втянутом якоре (по данным завода - изготовителя). Сопротивление реле РТВ рассчитывается для втянутого положения якоря, если ток срабатывания последовательно включенного реле РТМ превышает ток срабатывания РТВ примерно в 2 раза для реле PTB-I, II, III и в 3 - 4 раза для реле PTB-IV, V, VI. В этих случаях якоря (сердечники) обоих реле при срабатывании реле втягиваются одновременно и быстро: с временем около 0,02 с. Но с учетом снижения сопротивления реле при больших токах можно принять в расчете zРТВ = 0,8 • 1,13 = 0,9 Ом. Это объясняется тем, что сопротивление реле РТВ с током срабатывания 10 А при больших токах снижается: при токе 20 А - до 0,95 Ом, при 25 А - до 0,9 Ом, при 30 А - до 0,8 Ом (по экспериментальным данным) [6].
Суммарное значение zн.расч = 0,1 +0,11 + 2 • 0,9 + 0,05 = 2,06 Ом, что больше чем zн.доп = 0,8 Ом и, следовательно, погрешность ТТ больше 10%.
Определяется чувствительность отсечки с учетом действительной максимальной погрешности ТТ. Погрешность трансформаторов тока f определяется по рассмотренной выше методике при максимальном токе КЗ. Iк.макс = kч • Iс.о. При kч = 2 для токовой отсечки трансформаторов Iк.макс = 2 • 1000 = 2000 А, максимальная кратность тока КЗ kмакс = 2000/100 = 20. Допустимое значение предельной кратности k10доп = 5 при zн.расч= 2,06 Ом (рис. 1-20,a). Коэффициент А=20/5 = 4, a f = 63% (рис. 1-20,б). При токе двухфазного КЗ на выводах защищаемого трансформатора, равном 2200 А, коэффициент чувствительности для токовой отсечки определяется по выражению (1-6а):
kч = 2200 • (1 - 0,63) / 1000 = 0,8
т.е. отсечка не сможет сработать из-за большой погрешности ТТ! Это недопустимо по многим причинам.
Для повышения чувствительности токовой отсечки необходимо обеспечить работу трансформаторов тока с меньшей погрешностью, лучше всего с f