Тип и модель выключателя какая?
Если это реконструкция, то зачем заказывали ТТ с выключателем?

Вообще эта тема сегодня насущная и интересная.
Если ошиновка входит в 1 зону и 1 ступень основных защит линий, то имеет смысл не защищать длинную ошиновку ДЗТ потому, что при ее повреждении, АПВ может исправить ситуацию.
Когда ДЗТ отработает, то после ее работы необходимо выполнить полный комплекс мероприятий по испытаниям трансформатора.
С другой стороны вводы 110 кВ, лучше когда входят в зону ДЗТ, т.к. если повреждение будет в них, то АПВ только усугубит ситуацию.

Если ДЗТ отработала, то какая разница первая или последняя очередь. Надо просто испытания выполнить. И практика показывает, что не всегда та же хроматография после работы ДЗТ на шинном мосту 6-10 кВ, показывает приемлемые результаты.  А если еще в ремонтной схеме, когда один трансформатор в работе, второй от ДЗТ отключится, то большинство потребителей не очень хочет оставаться без света и тепла, пока какие-то там энергетики проведут испытания.

Добавлено: 2022-09-27 17:25:37

Кому не помешает? Никогда не приходилось отписываться по претензиям потребителей с суммой дороже, чем стоимость трансформатора?  Это лежа на диване хорошо рассуждать, что не помешает.
Но я не ратую за то, что вводы и ошиновку 110 кВ не надо включать в ДЗТ. Все зависит от местных условий и от подключенных потребителей.

Это Ваше личное мнение, человека с малым опытом работы.

Добавлено: 2022-09-27 18:29:14

Тут повторюсь, что всё дело в опыте. Как понимаю. Ваши 80% считаются от 10 случаев Мои 80 % от 1000 случаев.
Вопрос отключения от ДЗТ это вопрос не только найти причину отключения, а прежде всего определить возможность ввода в работу того что отключилось и через какое время можно ввести в работу то, что отключилось.

Вы фото кошечки загрузили. Хорошо. Вы нашли, что кошла стала причиной отключения от ДЗТ. Сразу вводить в работу будете трансформатор или всеже проведете испытания и дальше по результатам?

  Вы ведь и сами знаете ответ, верно? Повреждения тр-ра редки, это не линия. Включить в зону дифзащиты вводы 110 кВ не нового уже тр-ра очень желательно. Мы тут все "бывалые", многие, как и я, "бывшие". История из бывшего - для измерений/испытаний вводы ВН (220 кВ) расшиновали, снова ошиновали, уже перекрестив фазы (шлейфы длинные были). При включение обеих сторон, 220 и 110 кВ - короткое замыкание с работой дифзащиты. Если бы ТТ были встроенные во вводы, дифзащита бы не подействовала, верно?
  Ну и РУ вып. 13 (а других у нас нет) тоже никто не отменял, можно взять как обоснование.
  А почему не расширить зону дифзащиты, "не надо ничего менять, у нас уже (вариант - "и так") всё хорошо"? Стабильность ...

Мы как-то отвлеклись от первопричины, от того что вместо КЗ-ОД устанавливается выключатель, и появляется возможность отключать все замыкания на стороне ВН ПС (а там, наверное, " ... и свинина есть ..." (С), т.е. такие элементы, как ТН-110 и ОПН?) быстро и без отключения линии. В существующей схеме  всё равно работа защиты тр-ра приводит к работе ОД-КЗ и отключению линии.  И поэтому перенос зоны действия на ТТ, встроенные в выключатель (баковый?), причём на ТТ со стороны линии - решение тривиальное, очевидное, а вот сохранение включения на ТТ, встроенные во вводы, требует, по моему мнению, какого-то специального обоснования.
    Есть ПС, мостики на транзите или глубокий ввод, у которых есть ремонтная перемычка. Так вот там - ДЗО для защиты этой ошиновки, а ДЗ тр-ра (или АТ) может постоянно быть включена на ТТ ввода ВН. Но, судя по всему, это не ваш случай.
     Отключение линии с последующим АПВ, возможно, и неселективное, т.н. "ускорение защиты до АПВ" встречал в логике импортных терминалов, но у нас такая практика не имеет распространения. Или просто мне не встречалась? Резоны-то есть, успешность АПВ сильно зависит от времени действия, от времени существования КЗ, на мой взгляд.
   Практически же ... при установке выключателя вместо пары ОД-КЗ все кабели к нему будут прокладываться заново (вновь), и  выполнить схему, "как будто так и было с самого начала" ничего не стоит. Повторяю, на мой взгляд это очевидное, тривиальное решение. Оставить "ка было" конечно, можно. Было время, когда в местном МЭС все релейщики года на два переведены были в ТОиР.  И ничего, свет не погас :)

Добавлено: 2022-09-28 16:35:53

  Определение места (участка, элемента сети) повреждения - это не главная, возможно, задача для РЗ, но для диспетчеров, как вы понимаете, конечно - задача важнейшая. Линия, на которой есть отпайка к ПС с ОД-КЗ (а если не одна ещё ...) - отключается, пусть и с успешным АПВ. если пара ОД-КЗ сработала - само по себе событие неприятное. Хорошо, если при этом есть информация о работе защиты на ПС с включением КЗ - отделяй и включай линию. Защита тр-ра не работала, КЗ не включался - повреждение на линии? ОМП на коротких линиях не обязательно, вон ПТЭ лежат. Ищи-свищи-обходи.  Поэтому мне (я и диспетчером сетей "бывший") очевидно, что возможность чёткого, однозначного определения повреждённого элемента, участка сети - это важно, это стОит сделать.

Это на какой выключатель, простите, ОД поменяли?

Если новый выключатель в цепи трансформатора, то зону действия ДЗТ расширять нужно. ДЗТ действует с запретом АПВ. Питание на НН тр-ра востанавливается по АВР.
Если схема ПС - 5Н "мостик с выключателями со стороны линий", то ДЗТ остается на встроенных ТТ, но нужна еще ДЗО. В ДЗО включаются ошиновка между выключателями (СВ и ВВ) и силовым трансформатором. ДЗО действует без запрета АПВ.

Изначально ЛР и ОД располагались близко. На стойках ОД размещение выключателя привело бы к тому, что любые работы на выключателе требовали бы вывода в ремонт линии. Смещение выключателя в сторону секции привело к тому, что попали в зону движения грунтов. Теперь выключатели "плавают" вместе с грунтом, изменяя степень тяжения ошиновки.

Добавлено: 2022-09-28 13:46:19

могли.