1. Это потянет смену уставок времени всех вышестоящих МТЗ вплоть до питающего трансформатора

2. Требование ПУЭ
Пункт 3.2.4. Устройства релейной защиты должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповрежденной части системы (устойчивая работа электрической системы и электроустановок потребителей, обеспечение возможности восстановления нормальной работы путем успешного действия АПВ и АВР, самозапуска электродвигателей, втягивания в синхронизм и пр.) и ограничения области и степени повреждения элемента.

Если и менять время срабатывания - то только если этот вариант единственно возможный, т.е. смена тока срабатывания не дает селективность (довольно редкое явление).

Первый раз столкнувшись с подобной проблемой в расчетах тоже было много вопросов. Что менять - ток или время? СРЗА  по тому объекту велело идти по пути увеличения тока срабатывания. Обоснование - п.3.2.4. Приняли под козырек и за правило расчетов

Еще раз благодарю вас, уважаемые форумчане за информацию.

С МТЗ попробую разобраться уже с сетями. Пока просто проинформирую о необходиомсти увеличения уставки.

Но есть еще один вопрос... ТО ведь тоже нужно отстраивать.

У Шабада описаны три условия. Как я понял ключевое: отстройка от токов К.З.

А Голубев вообще пишет, что если сетевых трансформаторов несколько (у меня ведь отпайка) то нужно выбирать из них расчетный, для тока срабатывания отсечки.

Так что... Все еще только начинается. Это мне нужно запросить у сетей данные по всем подключенным к РП трансформаторам, высчитывать сопротивления и тд...

Пример расчета ТКЗ для вашего случая - на выводах Т стороны ВН, и на шинах НН (т.е. за трансформатором)

В целом верны, правда изложены довольно специфически

Один момент увидел у Вас

В расчете ТКЗ согласно действующих НТД используется такой параметр как среднее номинальное напряжение

Это было сделано из за того, что у разных элементов сети может быть разное номинальное напряжение ... у обмоток источников - 6,3 или 6,6 кВ ... а у обмоток потребителей 6 кВ (пример для 6 кВ)

Чтобы упростить расчеты приняли ряд средненоминальных напряжений - 0,4 кВ, 6,3 кВ, 10,5 и т.д.

В вашем случае в расчете ТКЗ следует использовать значение 6,3 кВ, а не 6 кВ

Я так понимаю, это делается не только и не столько из-за номинальных напряжений обмоток, сколько из-за того, что ЭДС системы (грубо говоря, генератора) всегда больше напряжения на шинах - чтобы с учетом падения напряжения на сопротивлении системы в нормальном режиме на шинах было около номинала (насколько я помню, 1,05 Unom для часов максимума нагрузки и Uном для часов минимума нагрузки). После кз эта эдс в первый момент времени остается такой же, но точное значение этой ЭДС обычно дать сложно, и поэтому ее учитывают приближенно - значением, чуть большим номинала.
Так что 11 кВ - это, скорее всего, 1,1Uном - ориентировочная ЭДС системы для случая, когда нам на шинах нужно 1,05 Unom).

Кстати, ни у кого случайно нет формул, через которые можно представить характеристики предохранителей ПКТ???

Ну для РТ-80 же есть формула:
t=(1/(0.339-0.236*(i/Iуст)^-1))*Tуст/3,1706
... по крайней мере Шнайдер её предлагает...
Вот и для предохранителей должна быть по идее, мало ли у кого есть...

Нужно брать точку КЗ, в которой значение ТКЗ максимально

Если имеется сеть с односторонним питанием без ЭД (как в вашем случае) - то значение ТКЗ будет тем больше, чем ближе точка КЗ к источнику

Следовательно нужно брать точку КЗ в начале проводника, который будет проверятся на термическую стойкость к КЗ

А необходимо ли при проверке сечения проводов отпайки на термическую устойчивость учитывать АПВ? Ведь по сути АПВ будет иметь место только в случае неселективного срабатывания РЗА при токах КЗ на отпайке, ибо если сработает предохранитель, то АПВ будет нужно только для оставшихся потребителей?