Релейная защита
Министерство образования РФ
Новосибирский государственный технический университет
Курсовая работа
по курсу: “Релейная защита ЭЭС ”
Расчет уставок микропроцессорной релейной защиты блока генератор-трансформатор
Группа: ЭнМ-71
Студент: Власюк А.Ю.
Преподаватель: Глазырин В.Е.
Дата:
Отметка о защите:
Новосибирск 2012г.
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 5
ЗАДАНИЕ 6
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ 6
Схема на стороне 220 кВ 6
Схема на стороне 110 кВ 6
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ СХЕМЫ 8
1.1 Определение параметров генератора 8
1.2 Определение сопротивлений линий L1, L2, L3, L4 9
1.3 Определение сопротивлений трансформаторов 9
1.4 Определение параметров систем С1, С2, С3, С4 11
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКВИВАЛЕНТНОЙ ЭДС И ЭКВИВАЛЕНТНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНО ШИН 220 КВ ДЛЯ РЕЖИМОВ АСИНХРОННОГО ХОДА И КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ 13
2.1 Определение эквивалентной ЭДС и эквивалентного сопротивления относительно шин 220 кВ для режима короткого замыкания 13
2.2 Определение эквивалентной ЭДС и эквивалентного сопротивления относительно шин 220 кВ для режима асинхронного хода 15
3. РАСЧЕТ УСТАВОК ПРОДОЛЬНОЙ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ ГЕНЕРАТОРА 17
3.1 Определение минимального тока срабатывания 17
3.2 Определение тока блокировки 17
3.3 Определение коэффициента торможения 18
3.4 Определение тока начала торможения 18
3.4 Определение тока срабатывания дифференциальной отсечки (ДО) генератора 18
4. РАСЧЕТ УСТАВОК ПОПЕРЕЧНОЙ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ ГЕНЕРАТОРА 19
5. РАСЧЕТ УСТАВОК ЗАЩИТЫ ГЕНЕРАТОРА ОТ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ В ОБМОТКЕ СТАТОРА 20
5.1 Расчет уставок органа напряжения основной гармоники 20
5.2 Уставки органа напряжения третьей гармоники 21
6. РАСЧЕТ УСТАВОК ЗАЩИТЫ ОБМОТКИ СТАТОРА ОТ НЕСИММЕТРИЧНЫХ ПЕРЕГРУЗОК 22
6.1 Расчет уставки сигнального органа 22
6.2 Расчет уставки пускового органа 22
6.3 Расчет уставки интегрального органа 22
6.4 Расчет уставки токовой отсечки 22
7. РАСЧЕТ УСТАВОК ЗАЩИТЫ ОБМОТКИ СТАТОРА ОТ СИММЕТРИЧНЫХ ПЕРЕГРУЗОК 23
7.1 Расчет уставки сигнального органа 23
7.2 Расчет уставки пускового органа 23
7.3 Расчет уставок интегрального органа 23
8. РАСЧЕТ УСТАВОК ЗАЩИТЫ ОБМОТКИ РОТОРА ОТ СИММЕТРИЧНЫХ ПЕРЕГРУЗОК 24
8.1 Расчет уставки сигнального органа 24
8.2 Расчет уставки пускового органа 25
8.3 Расчет уставок интегрального органа 25
9. РАСЧЕТ УСТАВОК ЗАЩИТЫ ГЕНЕРАТОРА ОТ ПОТЕРИ ВОЗБУЖДЕНИЯ 26
9.1 Расчет уставок основного канала 26
9.2 Расчет уставок дополнительного канала 26
9.3 Расчет блокировки по скорости 27
10. РАСЧЕТ УСТАВОК ЗАЩИТЫ ОТ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА БЕЗ ПОТЕРИ ВОЗБУЖДЕНИЯ 27
10.1 Расчет уставок измерительного органа Z1 27
10.2 Расчет уставок измерительного органа Z2 27
10.3 Расчет уставок фазочувствительного органа W 28
10.4 Расчет уставок счетчика циклов асинхронного режима 28
11. РАСЧЕТ УСТАВОК РЕЗЕРВНОЙ ЗАЩИТЫ ГЕНЕРАТОРА ОТ МЕЖДУФАЗНЫХ КЗ 29
11.1 Расчет сопротивления срабатывания защиты 29
11.2 Расчет сопротивления смещения защиты 29
12. РАСЧЕТ УСТАВОК ЗАЩИТЫ ГЕНЕРАТОРА ОТ ПОВЫШЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ 30
12.1 Напряжение срабатывания 30
12.2 Ток срабатывания блокирующих реле 30
13. РАСЧЕТ УСТАВОК ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА БЛОКА 30
13.1 Определение номинальных токов плеч 30
13.2 Определение коэффициента торможения 32
13.3 Определение минимального тока срабатывания 33
13.4 Определение тока начала торможения 33
13.5 Определение тока блокировки 33
13.6 Определение тока срабатывания отсечки 33
14. РАСЧЕТ УСТАВОК ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА СОБСТВЕННЫХ НУЖД 36
14.1 Определение номинальных токов плеч 36
14.2 Определение коэффициента торможения 37
14.3 Определение минимального тока срабатывания 38
14.4 Определение тока начала торможения 38
14.5 Определение тока блокировки 38
14.6 Определение тока срабатывания отсечки 38
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 42
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 43
ВВЕДЕНИЕ
В релейной защите в последнее десятилетие произошли качественные изменения, вызванные широким использованием цифровой (микропроцессорной) техники. Указанное обусловлено, в первую очередь, существенными преимуществами релейной защиты на микропроцессорной основе по сравнению с электромеханической и полупроводниковой защитами. Новые возможности цифровой обработки сигналов и обмена информацией, позволяют реализовать целый ряд защитных функций, которые невозможно было осуществить ранее.
В данной работе будет произведен расчет уставок релейной защиты блока генератор-трансформатор на основе терминала защит ШЭ111х фирмы «ЭКРА».
ЗАДАНИЕ
Защитить блок генератор-трансформатор, работающий на сборные шины 220 кВ.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
ГРЭС – 880
Генераторы 8 х 110 МВт.
Рабочие ТСН типа ТДНС-16.
Повышенные напряжения 110 кВ и 220 кВ.
Связь осуществляется двумя автотрансформаторами связи типа АТДЦТН-250, к обмоткам низшего напряжения которых подключено по одному генератору.
Схема на стороне 220 кВ
Двойная система сборных шин с обходной.
Связь с системой осуществляется
двумя двухцепными линиями
К ОРУ-220 подключено четыре блока с трансформаторами ТДЦ-125.
Схема на стороне 110 кВ
Двойная система сборных шин с обходной.
Связь с системой осуществляется по двум двухцепным линиям связи (одна линия длиной 40 км, , а вторая длиной 60 км, ). Линии связи выполнены проводами АС-185/29.
К ОРУ-110 подключено два блока с трансформаторами ТДЦ-125 и резервные ПРТСН типа ТРДНС-25.
На рисунке 1приведена упрощенная электрическая схема станции.
Рисунок 1 – Упрощенная электрическая схема станции
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ СХЕМЫ
Расчет будем производить в относительных базисных единицах. За базисную мощность примем мощность генератора. ( ). Активными сопротивлениями в расчетах пренебрежем.
Базисные напряжения равны средним номинальным значениям:
Базисные токи:
1.1 Определение параметров генератора
При выборе генератора будем исходить из активной мощности, заданной в исходных данных.
Выберем в качестве генераторов генераторы ТВФ-110-2ЕУ3. Это генератор с водородным охлаждением (непосредственное охлаждение обмотки ротора и косвенное охлаждение обмотки статора). Некоторые его данные [1], необходимые для дальнейших расчетов, приведены ниже в таблице.
Таблица 1 – Номинальные параметры генератора ТВФ-110-2ЕУ3
Тип генератора |
Sном МВА |
Pном МВт |
Uном кВ |
Iном кА |
cos*ном о.е. |
x"d о.е. |
x'd о.е. |
xd о.е. |
x2 о.е. |
ТВФ - 110 |
137.5 |
110 |
10.5 |
7.56 |
0.8 |
0.189 |
0.271 |
2.04 |
0.23 |
1.2 Определение сопротивлений линий L1, L2, L3, L4
Параметры проводов по [1]
АС – 300
где – удельное реактивное сопротивление линии, Ом/км.
АС–185
Определим сопротивления линий L1, L2, L3, L4 по реактивной составляющей
,
,
,
1.3 Определение сопротивлений трансформаторов
Параметры автотрансформатора связи по [1]:
UВН = 230 кВ, UСН = 121 кВ, UкВ-С = 11 %, UкВ-Н = 32 %, UкС-Н = 20 %.
Параметры трансформатора блока на напряжении 110 кВ по [1]:
UВН = 121 кВ, UНН = 10.5 кВ, Uк = 10.5 %.
Параметры трансформатора блока на напряжении 220 кВ по [1]:
UВН = 242 кВ, UНН = 10.5 кВ, Uк = 11 %.
Параметры трансформатора собственных нужд по [1]:
UВН = 10.5 кВ, UНН = 6.3 кВ, Uк = 10 %.
Определим сопротивления трансформаторов
а) расчет сопротивлений автотрансформатора
Исходные выражения:
,
,
,
где – сопротивление высокой стороны автотрансформатора, о.е.;
– сопротивление средней стороны автотрансформатора, о.е.;
– сопротивление низкой стороны автотрансформатора, о.е.;
– напряжение КЗ высокой стороны автотрансформатора, %;
– напряжение КЗ низкой стороны автотрансформатора, %;
– номинальная мощность автотрансформатора, МВА;
Определим ,
,
,
,
б) расчет сопротивления трансформатора блока 110 кВ
в) расчет сопротивления трансформатора блока 220 кВ
г) расчет сопротивления трансформатора собственных нужд
1.4 Определение параметров систем С1, С2, С3, С4
ЭДС систем ( ) принимаются в относительных единицах равными 1 о.е.
а) системы на напряжении 110 кВ
,
б) системы на напряжении 220 кВ
Схема замещения по рассчитанным параметрам приведена на рисунке 2.
Рисунок 2 – Схема замещения станции
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКВИВАЛЕНТНОЙ ЭДС И ЭКВИВАЛЕНТНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНО ШИН 220 КВ ДЛЯ РЕЖИМОВ АСИНХРОННОГО ХОДА И КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Для каждого из этих режимов у генераторов будут разные ЭДС и сопротивления. Для режима АХ и . Для режима КЗ и . Поэтому необходимо рассмотреть каждый режим отдельно.
2.1 Определение эквивалентной ЭДС и эквивалентного сопротивления относительно шин 220 кВ для режима короткого замыкания
В данном режиме и .
Определение эквивалентного сопротивления :
,
,
,
,
,
,
,
,
,
После этих преобразований получим схему, приведенную на рисунке 3.
Выполняя дальнейшие преобразования, находим:
,
,
Рисунок 3 – Преобразованная схема замещения станции. Режим КЗ
,
,
,
,
Определение эквивалентной ЭДС :
,
,
Таким образом, и .
2.2 Определение эквивалентной ЭДС и эквивалентного сопротивления относительно шин 220 кВ для режима асинхронного хода
В данном режиме и .
Определение эквивалентного сопротивления :
,
,
,
,
,
После этих преобразований получим схему, приведенную на рисунке 4.
Выполняя дальнейшие преобразования, находим:
,
,
,
,
Рисунок 4 – Преобразованная схема замещения станции. Режим АХ
Определение эквивалентной ЭДС :
,
,
Таким образом, и .
3. РАСЧЕТ УСТАВОК ПРОДОЛЬНОЙ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ ГЕНЕРАТОРА
3.1 Определение минимального тока срабатывания
Ток небаланса, возникающий в нормальном режиме работы защищаемого генератора:
,
здесь – полная максимальная погрешность трансформаторов тока (ТТ) (для отечественных ТТ );
– коэффициент однотипности ТТ (в данном случае, , так как для генератора применяется такая схема установки ТТ , в которой через окно ТТ проходят обе параллельные ветви обмотки статора. [1]).
Минимальный ток срабатывания защиты:
,
здесь – коэффициент надежности.
Определим уставку защиты в относительных единицах:
Принимаем уставку по минимальному току срабатывания защиты .
3.2 Определение тока блокировки
Ток блокировки определяется исходя из допустимой перегрузки защищаемого генератора. Для генератора с косвенным охлаждением обмотки статора максимальный ток перегрузочного режима составляет:
.
Тогда ток блокировки:
.
Определим уставку защиты в относительных единицах:
Принимаем уставку по току блокирования защиты .
3.3 Определение коэффициента торможения
Максимальный ток небаланса в защите при протекании по плечам защиты токов, равных току блокирования:
.
Минимальный коэффициент торможения, при котором обеспечивается селективная работа защиты:
,
здесь – коэффициент надежности.
Принимаем к установке .
3.4 Определение тока начала торможения
Значение тока начала торможения при принятых значениях коэффициента торможения и минимального тока срабатывания защиты равно:
Максимальный ток небаланса в защите при протекании по плечам защиты токов, равных току блокирования:
.
3.4 Определение тока срабатывания дифференциальной отсечки (ДО) генератора
Для определения уставки ДО необходимо определить максимальные токи небаланса при расчетном внешнем КЗ и при АХ защищаемого генератора.
Максимальный ток внешнего КЗ протекает по защищаемому генератору при трехфазном КЗ на выводах низшего напряжения трансформатора блока (ТБ).
Ток КЗ в этом режиме составляет:
.
Максимальный ток при АХ защищаемого генератора:
.
Расчетным является больший из полученных токов –
Максимальный расчетный ток небаланса (в данном режиме ):
.
Минимальный ток срабатывания ДО:
,
здесь – коэффициент отстройки.
Определим уставку защиты в относительных единицах:
Принимаем уставку по току срабатывания ДО .
4. РАСЧЕТ УСТАВОК ПОПЕРЕЧНОЙ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ ГЕНЕРАТОРА
Для рассматриваемого генератора ТВФ-110-2ЕУ3 в [2] указано, что коэффициент трансформации ТТ для этой защиты равен 1500/5 ( ).
Первичный ток срабатывания защиты:
.
Вторичный ток срабатывания защиты:
.
Принимаем уставку по току срабатывания защиты .
5. РАСЧЕТ УСТАВОК ЗАЩИТЫ ГЕНЕРАТОРА ОТ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ В ОБМОТКЕ СТАТОРА
5.1 Расчет уставок органа напряжения основной гармоники
Рассматривается режим однофазного КЗ на стороне ВН ТБ.
В рассматриваемой схеме установлены генератор ТВФ-110-2ЕУ3, трансформатор ТДЦ-125 и трансформатор собственных нужд (ТСН) ТДНС-16. Емкость обмотки высшего напряжения ТСН можно не учитывать, так как она невелика по сравнению с емкостями обмотки статора генератора и обмотки низшего напряжения ТБ. Схема замещения приведена на рисунке 5.
Рисунок 5 – Схема замещения для расчета напряжения на выводах турбогенератора при однофазном КЗ на стороне высшего напряжения трансформатора
Межобмоточная емкость ТБ на одну фазу:
,
здесь – номинальная мощность ТБ в кВА.
Емкость обмотки низшего напряжения ТБ относительно земли на одну фазу:
.
Емкость обмотки статора генератора относительно земли на три фазы в соответствии с [1] равна 720 нФ ( ).
Напряжение на выводах генератора в рассматриваемом режиме:
,
здесь – коэффициент, учитывающий режим нейтрали ( при заземленной нейтрали);
– напряжение нулевой последовательности, возникающее на стороне ВН ТБ при КЗ на землю на этой стороне (принимается равным фазному напряжению стороны ВН), кВ.
Расчетная уставка определяется как:
,
здесь – коэффициент трансформации трансформатора напряжения (ТН);
– коэффициент отстройки.
Принимаем , так как согласно [3] меньшее значение устанавливать не рекомендуется.
5.2 Уставки органа напряжения третьей гармоники
Орган напряжения основной гармоники обеспечивает выявление замыкания на землю (ЗНЗ) с коэффициентом чувствительности не менее 2 при отношении числа витков от нейтрали до места замыкания более:
Исходя из условия обеспечения чувствительности к ЗНЗ вблизи нейтрали, уставка по коэффициенту торможения должна быть не более:
.
К установке принимаем .
Применять блокировку по обратной
последовательности нет необходимости,
поскольку коэффициент
6. РАСЧЕТ УСТАВОК ЗАЩИТЫ ОБМОТКИ СТАТОРА ОТ НЕСИММЕТРИЧНЫХ ПЕРЕГРУЗОК
6.1 Расчет уставки сигнального органа
Выдержка времени
6.2 Расчет уставки пускового органа
6.3 Расчет уставки интегрального органа
Основной уставкой интегрального органа является допустимое время протекания тока обратной последовательности, равного номинальному (параметр ). Для защищаемого генератора [2].
Остальные параметры принимаются в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя для используемого микропроцессорного шкафа релейной защиты:
- максимальное время срабатывания ;
- минимальное время срабатывания ;
- время охлаждения .
Принятые времена могут уточняться при наладке защиты.
6.4 Расчет уставки токовой отсечки
Определяем величину тока обратной последовательности, протекающего через генератор при двухфазной КЗ на выводах:
,
здесь – сопротивление обратной последовательности для генератора (см. таблицу 1).
Определяем величину тока срабатывания отсечки по условию обеспечения чувствительности к двухфазным КЗ на выводах генератора:
,
здесь – коэффициент чувствительности.
За уставку принимаем ближайшее меньшее значение тока обратной последовательности .
7. РАСЧЕТ УСТАВОК ЗАЩИТЫ ОБМОТКИ СТАТОРА ОТ СИММЕТРИЧНЫХ ПЕРЕГРУЗОК
7.1 Расчет уставки сигнального органа
,
здесь – коэффициент надежности;
– коэффициент возврата.
Принимаем к уставке .
Выдержка времени
7.2 Расчет уставки пускового органа
7.3 Расчет уставок интегрального органа
Параметрами, определяющими работу интегрального органа, являются параметры и . Для определения этих параметров необходимо использовать данные о перегрузочной способности защищаемого генератора. Для этого воспользуемся табличными данными, приведенными в [1].
Подбор, проведенный для рассматриваемого генератора, показал, что наилучшее приближение к реальной характеристике дают значения . Достигнутое согласование с характеристикой показано в таблице 2.
Таблица 2 – Сопоставление
перегрузочной характеристики обмотки
статора с характеристикой
Кратность перегрузки обмотки статора |
о.е. |
1.1 |
1.15 |
1.2 |
1.25 |
1.3 |
1.4 |
1.5 |
2 |
Допустимая продолжительность перегрузки по [1] |
с |
3600 |
900 |
360 |
300 |
240 |
180 |
120 |
60 |
Время срабатывания интегрального органа |
с |
2247 |
627 |
358 |
247 |
187 |
123 |
90 |
34 |
Остальные параметры принимаются в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя для используемого микропроцессорного шкафа релейной защиты:
- максимальное время срабатывания ;
- минимальное время срабатывания ;
- время охлаждения .
Токовая отсечка в данной защите не используется.
8. РАСЧЕТ УСТАВОК ЗАЩИТЫ ОБМОТКИ РОТОРА ОТ ПЕРЕГРУЗОК
8.1 Расчет уставки сигнального органа
Низкий уровень допустимой перегрузки обмотки ротора генератора при допустимой длительности 60 мин вынуждает иметь минимально возможный ток срабатывания сигнального органа, обеспечивающий возврат органа при номинальной нагрузке. Исходя из этого, принимаем коэффициент надежности .
.
Принимаем к уставке .
8.2 Расчет уставки пускового органа
8.3 Расчет уставок интегрального органа
Параметрами, определяющими работу интегрального органа, являются параметры и . Для определения этих параметров необходимо использовать данные о перегрузочной способности защищаемого генератора. Для этого воспользуемся табличными данными, приведенными в [1].
Подбор, проведенный для рассматриваемого генератора, показал, что наилучшее приближение к реальной характеристике дают значения . Достигнутое согласование с характеристикой показано в таблице 3.
Таблица 3 – Сопоставление перегрузочной характеристики обмотки ротора с характеристикой интегрального органа
Кратность перегрузки обмотки ротора |
о.е. |
1.06 |
1.2 |
1.7 |
2 |
Допустимая продолжительность перегрузки по [1] |
с |
3600 |
240 |
120 |
30 |
Время срабатывания интегрального органа |
с |
3554 |
222 |
41 |
25 |
Остальные параметры принимаются в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя для используемого микропроцессорного шкафа релейной защиты:
- максимальное время срабатывания ;
- минимальное время срабатывания ;
- время охлаждения .
Токовая отсечка в данной защите не используется.
9. РАСЧЕТ УСТАВОК ЗАЩИТЫ ГЕНЕРАТОРА ОТ ПОТЕРИ ВОЗБУЖДЕНИЯ
9.1 Расчет уставок основного канала
Максимальное сопротивление характеристики срабатывания:
.
Смещение характеристики срабатывания вдоль мнимой оси в направлении угла максимальной чувствительности:
.
Определим уставки:
,
,
здесь – коэффициент трансформации ТТ, согласно [1] для данного генератора;
– коэффициент трансформации ТН, согласно [1] для данного генератора.
Принимаем к установке , .
Время срабатывания основного канала принимаем равным 1с.
9.2 Расчет уставок дополнительного канала
Принимаем следующие рекомендуемые
уставки времени
- максимальное время нахождения замера вектора сопротивления вне зоны срабатывания ;
- минимальное время нахождения замера вектора сопротивления в зоне срабатывания .
В процессе наладки эти параметры должны уточняться.
9.3 Расчет блокировки по скорости
Для определения блокировки по скорости необходима информация о динамических параметрах системы и станции, которые определяют минимальный период качания и асинхронного хода, допускаемые в энергосистеме. При учебном проектировании эти данные неизвестны.
10. РАСЧЕТ УСТАВОК ЗАЩИТЫ ОТ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА БЕЗ ПОТЕРИ ВОЗБУЖДЕНИЯ
10.1 Расчет уставок измерительного органа Z1
Сопротивление срабатывания определяется сопротивлением от места установки ТН защиты до эквивалентной ЭДС всей остальной части системы. Воспользуемся найденным ранее в п.2.2 эквивалентным сопротивлением относительно шин 220 кВ, и определим сопротивление срабатывания:
Сопротивление смещения:
Определим уставки:
,
.
Принимаем к установке , , угол максимальной чувствительности .
10.2 Расчет уставок измерительного органа Z2
Сопротивление срабатывания определятся синхронным реактивным сопротивлением генератора по продольной оси.
Сопротивление срабатывания:
Сопротивление смещения:
Определим уставки:
,
.
Принимаем , .
10.3 Расчет уставок фазочувствительного органа W
Угол максимальной чувствительности фазочувствительного органа согласуется с углом максимальной чувствительности органа сопротивления Z1:
.
Принимаем к установке .
10.4 Расчет уставок счетчика циклов асинхронного режима
Число циклов срабатывания защиты выбирается из условия согласования с устройствами системной противоаварийной автоматики. На стадии проектирования примем максимальные уставки по числу циклов, предусмотренные в функции защиты. Для первой ступени – 3, а для второй ступени – 5. В процессе наладки эти параметры должны быть скорректированы.