Электрооборудование и распределительные сети на подстанциях должны быть защищены от повреждения при аномальных токах и от неравномерного питающего напряжения. В этой статье мы рассмотрим, какие бывают виды защиты трансформаторов, зачем они нужны, принцип их работы.
Все используемое оборудование в силовых распределительных установках защищено от кратковременных перегрузок и отключений от сети. Защита трансформатора от перенапряжений нужна, чтобы убедиться, что устройство выдержит напряжение гораздо выше номинального.
Для защиты от перенапряжений осуществляется подбор предохранителей. При аварийном отключении одного из трансформаторов, несколько таких же устройств, введенных в работу, будут компенсировать номинальное напряжение в сети, благодаря чему удастся избежать аварийной ситуации.
Основные и резервные виды защиты силовых трансформаторов :
- Предохранители и трехфазные выключатели;
- Газовая защита трансформатора;
- Дифференциальная защита трансформатора;
- Пожарная защита;
- Сигнальная страховка при помощи специальных компьютерных программ.
Видео: проверка защиты трансформатора
Трехфазные выключатели и предохранители
Данный вид защиты трансформаторов применяется для контроля в достаточно мощных распределительных сетях. Также с их помощью удается осуществлять надежную защиту от грозовых скачков напряжения. Они очень эффективны в условиях производства для защиты и стабилизации напряжения.
Принцип действия газовой защиты
В типовой защите силового трансформатора имеется газовое реле. Оно состоит из двух отделений, каждое из которых выполняет определенную функцию. Первая из камер служит для контроля нагнетающего газа из масла, она установлена прямо над расширительным баком. Когда уровень газа, проходя через масло, доходит до максимума, камера начинает в небольших количествах его выпускать, это происходит в виде небольших выхлопов или постепенного открытия клапанов. В данной конструкции сигнализатором допустимого уровня газа служит простой поплавок.
Фото — Газовая защита
Индикатор может не только показывать уровень заполнения резервуара маслом, но и контролировать проходимость газов, диагностируя режим работы трансформатора в целом. Настроить правильную работу данного реле может обученный работник электроустановки.
Второе отделение газового реле подключается непосредственно к масляному контуру трансформатора и соединяет его вертикальные каналы, открывая путь для поднимающегося газа.
Мембрана в расширительном баке выступает в качестве индикатора изменения давления. Внезапное повышение давления масла сжимает мембрану, и диафрагма начинает двигаться. Также это движение может происходить из-за изменения атмосферного давления. Благодаря этому срабатывает специальный клапан, который отключает трансформатор, и включается короткозамыкатель. Мембрана газового реле – это очень нежная антикоррозийная деталь, при малейшем отклонении или повреждении она перестает корректно работать и нуждается в полной замене.
Автоматическая релейная защита
Реле защиты в трансформаторе представляет собой небольшую емкость с маслом, совмещенную с соединительной трубкой, выходящей из главного резервуара устройства. Используется в установках, таких как трансформаторы дуговой плавки, морская техника, ГПП и т.д. Служит для защиты от коротких замыканий. Реле состоит из двух основных элементов: резервуара и поплавка. Поплавок крепится на шарнире таким образом, что он может двигаться вверх и вниз в зависимости от уровня масла в резервуаре реле. На поплавок установлен ртутный выключатель. Положение выключателя зависит от положения поплавка.
Фото — Защита реле
Нижний элемент состоит из перегородки и ртутного индикатора. Эта пластина крепится плавкими шарнирами прямо напротив входа реле в трансформатор таким образом, что при поступлении масла с высоким давлением происходит его вытеснение. Помимо этих основных элементов реле в нем есть также газовые камеры, провода, клеммы, сигнальные кабеля и т.д.
Помимо этих основных элементов реле, в нем есть также газовые камеры, провода, клеммы, кабеля нейтрали и т.д.
Принцип действия релейной защиты трансформатора очень прост, схема дана ниже. Он является механическим приводом, и всякий раз, когда появляются незначительные внутренние неисправности в трансформаторе, такие как нарушение изоляции, поломка сердечника трансформатора и прочее, падает уровень масла в баке трансформатора, из-за чего ртутный индикатор отключает его от сети питания. Конечно, это не решает проблему, но все же значительно продлевает срок службы кабелей, нормализуя предусмотренный ток в линии.
Фото — Принцип работы
Принцип действия токовой дифференциальной защиты
Как правило, дифференциальная или тепловая защита устанавливается в высоковольтных «сухих» трансформаторах мощностью не более 5MVA с выключателями и контроллерами для защиты от замыканий и перенапряжений.
Фото — Продольная дифференциальная защита
У такой защиты есть определенные преимущества по сравнению с прочими видами:
- с помощью реле могут быть обнаружены неисправности в ТМГ изоляционного масла;
- дифференциальное реле, как правило, сразу реагирует на любые повреждения цепей, в зависимости от их классификации;
- данные защитные устройства могут самостоятельно обнаружить практически все ошибки.
Дифференциальная защита имеет самый простой принцип работы и устанавливается прямо в трансформаторный шкаф. Дифференциальные реле сравнивают между собой первичный и вторичный ток нагрузки, если находят дисбаланс между ними, то срабатывает защита.
Как видите, технологические способы защиты трансформатора основаны на контроле неравенства номинальных показателей. Это может быть уровень масла, тока, напряжения сети и т.д. Особое внимание нужно уделять защите масляных трансформаторов. В частности диагностика параметров с применением микропроцессорных технологий сможет решить многие проблемы.
Микропроцессор автоматически контролирует уровень поступающего масла в резервуар. Как только оно достигнет критического уровня, защита отключает питание устройства. Данная технология контроля в основном используется для собственных, распределительных сетей, подстанций, трансформаторов «масляного типа» с мощностью до 10-15 кВ.
Согласно ПУЭ, дистанционная или программная защита трансформатора устанавливается при напряжении сети от 6кВ до нагрузки и от 35кВ после нее, расчет установок производится только квалифицированным работником. Ранее для защиты пользовались вакуумными методиками, но поплавки оказались более действенными, значительно увеличив порог срабатывания защиты.
Купить устройства для защиты трансформаторов можно в любом городе России и Украины: Киеве, Москве, Санкт-Петербурге Вологде. Средняя стоимость – от 8000 рублей.
В соответствии с требованиями ПУЭ на трансформаторах 35/10 кВ мощностью 10 МВА должны быть установлены следующие защиты:
газовая защита для выявления повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и понижения уровня масла;
продольная дифференциальная токовая защита для выявления внутренних повреждений и повреждений на выводах;
МТЗ для выявления внешних КЗ;
МТЗ для выявления перегрузок.
Выбирается газовая защита на основе реле типа РГЧЗ-66, установленного заводом-изготовителем трансформатора. В защите используются контакты первой (на сигнал) и второй (на отключение) ступеней защиты.
Определяются величины, необходимые для выбора уставок устанавливаемой на трансформаторе Т1 дифференциальной защиты (табл. 3.7).
Средние значения первичных и вторичных номинальных токов в плечах защиты приведены в табл. 3.8.
Таблица 3.7
Окончание табл. 3.7
Проверяется возможность использования дифференциальной токовой отсечки на основе реле РТ-40.
Определяется первичный ток небаланса:
Таблица 3.8
Здесь k АПЕР - коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей тока КЗ (k АПЕР = 2 для дифференциальной токовой отсечки); k ОДН - коэффициент однотипности (k ОДН = 2); ε - максимальная допустимая погрешность ТТ (ε = 0,1); ΔU РЕГ - диапазон регулирования коэффициента трансформации трансформатора; Δf ВЫР - относительное значение составляющей тока небаланса от неточности выравнивания вторичных токов в плечах защиты:
Определяется максимальное значение первичного тока небаланса, приведенного к стороне 10 кВ:
Определяется значение тока срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса:
I
СЗ = k З × I НБ = 1,3 × 1521 = 1977 А.
По условию отстройки от броска тока намагничивания:
I
СЗ = (3–4) × I 1НН = (1732–2309) А.
Выбрано значение I C3 = 2309 А.
Проверяется чувствительность защиты. Коэффициент чувствительности:
Как видно, значение коэффициента чувствительности меньше допустимого (k Ч < 2). Поэтому простая токовая дифференциальная отсечка не может быть использована.
Проверяется возможность использования дифференциальной защиты с насыщающимися промежуточными трансформаторами без торможения (на основе реле РНТ-565).
Определяется максимальное значение первичного тока небаланса, приведенное к стороне 35 кВ (при предварительных расчетах принимается Δf ВЫР = 0):
I
НБ = (1 × 1 × 0,1 + 0,09) × 1460 = 277 А.
Здесь значение k АПЕР = 1, так как в реле РНТ-565 влияние апериодических составляющих в первичном токе на ток небаланса значительно снижено за счет насыщающихся промежуточных ТТ.
Значение первичного тока срабатывания защиты (приведенное к стороне 35 кВ) по условию отстройки от тока небаланса:
I
C3 = 1,3 × 277 = 360 А.
По условию отстройки от броска тока намагничивания при включении:
I
C3 = k O × I 1BH = 1,3 × 165 = 215 А.
Здесь k O - коэффициент отстройки защиты от броска тока намагничивания (при выполнении защиты на реле РНТ-565 принимается равным 1,3).
Оба условия будут выполнены, если принять: I C3 = 360 А (218 % среднего номинального тока трансформатора).
Проверяется чувствительность. Коэффициент чувствительности:
в реле на стороне ВН 35 кВ, соответствующий минимальному току КЗ, при котором дифференциальная защита должна срабатывать.
Требования по чувствительности при предварительных данных выполняются.
Определяется число витков обмоток реле (табл. 3.9).
Плечо защиты с большим вторичным током (сторона 10 кВ) можно принять за основную сторону и подключить к рабочей (дифференциальной) обмотке реле. Однако подключение может быть произведено только к уравнительным обмоткам реле (10).
Чувствительность дифференциальной защиты можно повысить, если ее выполнить с торможением на реле типа ДЗТ-11.
Таблица 3.9
Окончание табл. 3.9
Определяются параметры дифференциальной защиты с торможением.
Первичный ток небаланса, приведенный к стороне 35 кВ, без учета третьей составляющей тока небаланса, обусловленной неточностью выравнивания м.д.с. плеч защиты:
Ток срабатывания защиты выбирается только по условию отстройки от броска тока намагничивания при минимальном коэффициенте трансформации силового трансформатора, соответствующем крайнему положению регулятора:
I
СЗ ВН = 1,5 × I 1BH .
Определяются числа витков обмоток реле ДЗТ (табл. 3.10).
Таблица 3.10
Окончание табл. 3.10
Cхема включения обмоток реле показана на 11.
Определяется число витков тормозной обмотки реле дифференциальной защиты трансформатора, необходимое для того, чтобы реле не срабатывало при максимальном сквозном токе. Тормозная обмотка включается в плечо защиты на стороне НН 10 кВ.
Расчетное число витков тормозной обмотки:
Здесь I НБ - ток небаланса, приведенный к стороне ВН 35 кВ с использованием минимального коэффициента трансформации силового трансформатора:
w
P - расчетное число витков рабочей обмотки в плече защиты, где включена тормозная обмотка (w P = 17);
tgα - тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной, проведенной из начала координат к тормозной характеристике реле (для реле ДЗТ-11 tgα = 0,87);
k
3 - коэффициент запаса (можно принять равным 1,5).
Выбирается w T = 5: в тормозной обмотке реле ДЗТ-11 может быть установлено только следующее количество витков: 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13, 18, 24 .
Проверяется чувствительность защиты. Коэффициент чувствительности:
Здесь I P M1N = 23,6 А - ток в реле на стороне ВН 35 кВ, соответствующий минимальному току КЗ, при котором дифференциальная защита должна срабатывать; I CP - ток срабатывания реле.
Как видно, k Ч > 2, и можно констатировать, что дифференциальная защита трансформатора Т1 на основе реле ДЗТ-11 удовлетворяет требованиям по чувствительности и чувствительность ее выше, чем на реле РНТ-565.
Ток срабатывания МТЗ трансформатора Т1 для выявления внешних КЗ определяется по условиям отстройки от токов в максимальных рабочих режимах и от токов самозапуска, возникающих в послеаварийном режиме в обмотках трансформатора Т1:
где I РАБ МАХ Т1 и I СЗАП Т1 - максимальный рабочий ток и максимальный ток самозапуска в послеаварийном режиме в обмотке ВН трансформатора соответственно;
k
З и k В - коэффициент запаса и возврата соответственно.
Максимальный рабочий ток трансформатора:
I
РАБ МАХ Т1 = k ПЕР × I НОМ Т1 = 1,4 × 165 = 231 А.
Здесь k ПЕР - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора (можно принять k ПЕР = 1,4).
Максимальный ток самозапуска в обмотке трансформатора Т1 возникает в послеаварийном режиме после отключения защитой линии W6 и восстановления напряжения на шинах 10 кВ подстанции № 2. Этот ток самозапуска обусловлен электродвигателями в нагрузках Н1 и Н2:
Здесь U НОМ - номинальное напряжение (для стороны ВН трансформатора U НОМ = 35 кВ); k СЗ Н1 и k СЗ Н2 - коэффициенты самозапуска для нагрузок Н1 и Н2 соответственно.
Ток самозапуска на стороне 35 кВ трансформатора
Оба указанных условия выполняются, если ток срабатывания определить так:
Кроме этого, МТЗ от внешних КЗ должна быть согласована с защитами, установленными на линии W6 и на линиях, отходящих к нагрузкам Н1 и Н2, по току и по времени:
Здесь k O - коэффициент отстройки (k O = 1,1); Δt - ступень селективности (Δt = 0,5 с).
По условию согласования тока срабатывания
I
СЗ Т1 = 1,1 × 370 × 10/35 = 116 А; t CЗ Т1 = 5,5 + 0,5 = 6 с.
С учетом этого выбираются
I
СЗ Т1 = 356 А; t CЗ Т1 = 5,5 + 0,5 = 6 с.
Ток срабатывания реле МТЗ от внешних КЗ (РТ-40 при схеме соединения вторичных обмоток ТТ и катушек реле «неполная звезда - неполная звезда»):
Выбирается реле РТ-40/10 с диапазоном уставок от 2,5 А до 10 А.
Коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ за трансформатором:
Требование по чувствительности выполняется.
Выбираются вспомогательные реле.
Реле времени для МТЗ от внешних КЗ - ЭВ-132 с диапазоном выдержек времени от 0,5 до 9 секунд и номинальным напряжением питания 220 В.
Промежуточные реле - РП-221 с номинальным напряжением питания 220 В.
Указательные реле - РУ-21/0,01.
Выбираются параметры МТЗ трансформатора Т1 от перегрузки.
Первичный ток срабатывания определяется по условию отстройки от максимального рабочего тока трансформатора на стороне ВН 35 кВ, где установлена защита:
где k 3 - коэффициент запаса (принимается равным 1,05).
Защита подключена к тем же ТТ, что и МТЗ от внешних КЗ.
Ток срабатывания реле РТ-40:
Выбирается реле РТ-40/6.
Выдержка времени защиты от перегрузки должна быть согласована с выдержками времени МТЗ, установленных на всех присоединениях к шине 10 кВ трансформатора (так же как и МТЗ от внешних КЗ): t СЗП Т1 = t СЗ Т1 = 6 с.
Реле времени для МТЗ от перегрузок - ЭВ-132 с диапазоном выдержек времени от 0,5 до 9 секунд и номинальным напряжением питания 220 В.
Промежуточные реле - РП-221 с номинальным напряжением питания 220 В.
Указательные реле - РУ-21/0,01.
Схема защиты трансформатора Т1 с дифференциальной защитой на основе реле ДЗТ-11 приведена на 12. На 12, а показаны схемы силовых и вторичных цепей, а на 12, б - схема оперативных цепей защиты.
Как известно, силовые трансформаторы (далее - СТ) – это наиболее ответственные и дорогие элементы в схемах любых электрических подстанций, поэтому крайне необходимо грамотно подходить в организации их защиты. Только такой подход позволяет полностью исключить возможность повреждения от всех видов коротких замыканий и ненормальных режимов.
Виды повреждений
В процессе эксплуатации трансформаторов могут возникать следующие виды повреждений:
- 3-х и 2-х фазные КЗ на стороне низкого напряжения;
- однофазные замыкания на корпус на стороне высокого напряжения;
- межвитковые замыкания;
- короткие междуфазные замыкания за трансформатором;
- короткие однофазные замыкания за трансформатором.
Разновидности защит
Для защиты СТ, имеющих мощность более 1МВА, от внутренних повреждений и различных ненормальных режимов сегодня применяются следующие ее разновидности:
- Продольная дифференциальная защита
Продольная дифференциальная защита, которая предохраняет от всех видов КЗ, как в обмотках, так и на их выводах. Как правило, устанавливается на трансформаторы мощностью 6,3МВА и выше. Зона действия ограничивается трансформаторами тока на высокой и низкой сторонах трансформатора.
- Токовая отсечка
Токовая отсечка (ТО), не имеющая выдержки времени, способная защитить трансформатор от всех КЗ со стороны источника питания. Применяется в тех случаях, когда трансформатор не оборудован дифференциальной защитой.
- Газовая защита
Газовая защита, предохраняющая СТ от внутренних повреждений, которые сопровождаются выделениями газов из трансформаторного масла, и от понижения рабочего уровня масла в баке.
Она используется преимущественно для трансформаторов мощностью более 1 МВА и оборудованные расширителями. Для сухого типа устанавливается специальная манометрическая защита.
- Струйная защита
Струйная защита, являющаяся разновидностью газовой и устанавливаемая для сохранения той части бака трансформатора, где находится РПН. Действует на отключение при превышение скорости движения масла по трубе, соединяющей расширитель с баком, более 0,9 м/с.
- Максимальная токовая
Максимальная токовая (МТЗ), способная защитить от КЗ внутри бака и на его выводах, а также от всех внешних замыканий. В данном случае при повреждениях на шинах и на отходящих фидерах и отказе собственных выключателей происходит отключение трансформатора вводными выключателями.
- Токовая защита нулевой последовательности
Токовая защита нулевой последовательности (ТНЗП), необходимая для защиты от коротких замыканий в сети низкого напряжения, которая работает в режиме глухозаземлённой нейтрали.
- Специальная резервная МТЗ
Специальная резервная МТЗ, которая защищает от межфазных КЗ в сети низкого напряжения и вступает в действие в случае нечувствительности основного комплекта МТЗ. МТЗ в одной фазе, защищающая от сверхтоков, которые обусловлены перегрузкой.
Данной защитой оборудуются трансформаторы мощностью 0,4 МВА и более, которые могут перегружаться при отключении второго параллельно работающего СТ.
- Защита, сигнализирующая об однофазных замыканиях на землю в обмотках, на выводах и на питающих линиях 10 кВ.
Особенности современных устройств
Из всех вышеперечисленных мер, основными считаются дифференциальная и газовая, которые без выдержки времени отключают трансформатор со всех сторон, сохраняя его в целостности и сохранности.
При этом, защита от перегрузки, считающаяся вспомогательной, действует на сигнал при достижении 115% от номинальной нагрузки. В некоторых случаях, когда дальние подстанции обслуживаются бригадами ОВБ, данная защита может быть введена и на отключение трансформатора.
Итогом работы всех перечисленных выше видов защиты становиться сокращение времени ремонта повреждённого оборудования и быстрое восстановление нормального электроснабжения у отключенных потребителей.
Сегодня все разработчики современных типов защит для СТ стараются оборудовать их на основе микропроцессорной техники, которая полностью лишена недостатков электромеханических реле (например, зависания контактов).
При этом, постепенный уход от механики позволяет на порядок повысить общую надёжность работы всего электрооборудования электрической подстанции.
Страница 11 из 24
Глава четвертая
ПРИНЦИПЫ ВЫПОЛНЕНИЯ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
4-1. Типы релейной защиты трансформаторов
Для защиты понижающих трансформаторов от повреждений и ненормальных режимов в соответствии с Правилами и на основании расчета применяются следующие основные типы релейной защиты.
1. Продольная дифференциальная защита - от коротких замыканий в обмотках и на их наружных выводах, для трансформаторов мощностью, как правило, 6,3 MB-А и выше; с действием на отключение трансформатора.
2. Токовая отсечка без выдержки времени - от коротких замыканий на наружных выводах ВН трансформатора со стороны питания и в части обмотки ВН, для трансформаторов, не оборудованных продольной дифференциальной защитой; с действием на отключение.
3. Газовая защита - от всех видов повреждений внутри бака (кожуха) трансформатора, сопровождающихся выделением газа из трансформаторного масла, а также от понижения уровня масла, для масляных трансформаторов мощностью, как правило, 6,3 MB-А и выше; с действием на сигнал и на отключение.
4. Максимальная токовая защита (с пуском или без пуска по напряжению) - от сверхтоков, обусловленных внешними междуфазными короткими замыканиями на сторонах НН или СН трансформатора, для всех трансформаторов, независимо от мощности и наличия других типов релейной защиты; с действием на отключение.
5. Специальная токовая защита нулевой последовательности, устанавливаемая в нулевом проводе трансформаторов со схемой соединения Y/У и Л/У - от однофазных к.з. на землю в сет НН, работающей с глухозаземленной нейтралью (как правило, 0,4 кВ); с действием на отключение.
Максимальная токовая защита в одной фазе - от сверхтоков, обусловленных перегрузкой, для трансформаторов начиная с 400 кВ-А, у которых возможна перегрузка после отключения параллельно работающего трансформатора или после срабатывания местного или сетевого АВР; с действием на сигнал или на автоматическую разгрузку.
Сигнализация однофазных замыканий на землю в обмотке* ВН или на питающем кабеле трансформаторов, работающих в сетях с изолированной нейтралью (с малым током замыкания на землю), к которым относятся сети 3-35 кВ.
Наиболее важные защиты - дифференциальная и газовая - могут применяться и на трансформаторах мощностью менее
MB-А. Так, например, Правила разрешают предусматривать дифференциальную защиту на трансформаторах 1 -
MB-А в тех случаях, когда токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности (§ 5-2), а максимальная токовая защита имеет выдержку времени tc. з ^ 0,6 с. Газовую защиту также стремятся устанавливать на трансформаторах меньшей мощности: от 1 до 4 MB-А, а на внутрицеховых трансформаторах - начиная с 630 кВ-А.
Таким образом, на понижающих трансформаторах релейная защита осуществляется с помощью нескольких типов защит, дополняющих и резервирующих друг друга. Такое резервирование называется ближним . Оно осуществляется не только установкой на трансформаторе (или на другом элементе) двух защит, действующих при одних и тех же видах повреждений, но и путем разделения их цепей, например включения продольной дифференциальной и максимальной токовых защит на разные трансформаторы тока, применения разных источников оперативного тока, установки двух выходных реле . Для повышения эффективности ближнего резервирования следует стремиться к повышению чувствительности защит, к применению более совершенных типов защиты, например дифференциальной защиты вместо токовой отсечки для трансформаторов мощностью менее MB*А.
Перечисленные типы защит рассматриваются в соответствующих главах. Примеры сочетания нескольких типов защит на трансформаторе приведены на рис. 4-1.
Наряду с ближним резервированием защита понижающего трансформатора должна осуществлять дальнее резервирование, т. е. действовать при к.з. в сети НН или СН в случаях отказа собственной защиты или выключателя поврежденного элемента этих сетей. Осуществлять дальнее резервирование способны лишь защиты с относительной селективностью . Из перечисленных защит трансформаторов к ним относятся только максимальная токовая защита от внешних междуфазных к. з. (п. 4) и специальная токовая защита нулевой последовательности от однофазных к.з. на землю в сети 0,4 кВ (п. 5). При разработке схем этих защит и при выборе параметров срабатывания (уставок) следует стремиться к увеличению их чувствительности. Для повышения эффективности дальнего резервирования могут применяться и более сложные типы защит: дистанционные, фильтровые токовые защиты обратной последовательности, как это сейчас делается для мощных трансформаторов и автотрансформаторов.
Рис. 4-1. Типы защит понижающих трансформаторов с высшим напряжением 35-110 кВ (а) и 6-35 кВ (б)
ТД-токовая дифференциальная; ТНВ - максимальная токовая с пуском по напряжению с выдержкой времени; Г -газовая; Г-токовая отсечка; TqB - специальная токовая защита нулевой последовательности от к. з. на землю
Однако до сего времени в целом проблема дальнего резервирования полностью не решена. Современные защиты трансформаторов далеко не во всех случаях обладают достаточной чувствительностью при к. з. на отходящих реактированных кабельных линиях 6 и 10 кВ или при удаленных к.з. на длинных сельских линиях 6 и 10 кВ. В свою очередь повреждения внутри и за понижающими трансформаторами относительно малой мощности очень часто не резервируются защитами питающих линий. Это вынужденно допускается Правилами . Тем большее значение приобретает надежное функционирование собственных защит каждого элемента и их взаимное резервирование.
