Проект подстанции 110-35-10 кВ

Введение

В настоящее время ускорение научно-технического прогресса диктует необходимость совершенствования промышленной электроэнергетики: создания экономичных, надежных систем электроснабжения промышленных предприятий, освещения, автоматизированных систем управления электроприводами и технологическими процессами; внедрения микропроцессорной техники, элегазового и вакуумного электрооборудования, новых комплектных преобразовательных устройств. На проектирование электроснабжения промышленных предприятий занято огромное количество инженерно-технических работников, накопивших значительный опыт. Однако в бурный прогресс в технике и, в частности, в энергетике выдвигают все новые проблемы и вопросы, которые должны учитываться при проектировании и сооружении современных сетевых объектов.

Проектируемая подстанция расположена в районе ****.

Данный район является динамически развивающимся. В связи с активной застройкой микрорайона встаёт вопрос о дополнительной мощности для питания электроприемников.

Электроэнергией район обеспечивается от энергосистемы в данном проекте рассмотрен вопрос о питании проектируемого поселка в районе **** по линиям 35 кВ, а также питание остальных потребителей напряжением 10 кВ.

Непрерывность технологического процесса, тяжелые условия работы электроустановок и электрооборудования создают особые требования к системе электроснабжения. Это надежность и бесперебойность питания.

При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования и аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме, а также принципиальное решение вопросов защиты, степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции. Последние вопросы в свою очередь оказывают непосредственное влияние на наличие или отсутствие эксплуатационного и ремонтного персонала на главной понизительной подстанции предприятия.

Надежность уже выбранной главной схемы электрических соединений определяется надежностью ее составляющих элементов, в число которых входят силовые трансформаторы, выключатели, разъединители, сборные шины, а также линии электропередачи.

В целях обеспечения бесперебойности питания электроэнергией ответственных потребителей и повышения устойчивости аппаратуры по отношению к токам короткого замыкания предусматривается автоматизация в системах электроснабжения АВР, АПВ, что позволяет обходиться без дежурного персонала на подстанциях.

Экономическая целесообразность главной схемы электрических соединений предприятия определяется суммарными минимальными расчетными затратами.

На стороне 10 кВ приняты новые ячейки КРУН типа КМ-1 ,которые укомплектованы вакуумными выключателями BB/TEL-10, управление выключателями осуществляется блоками BU/TEL.

На 110 кВ установлены элегазовые выключатели ВГБУ - 110 У1 с моторным приводом.

Питание потребителей собственных нужд пс и цепей оперативного тока осуществляется от двух трансформаторов собственных нужд напряжением 10/0,4 мощностью кВA каждый. Щит СН состоит из двух секций, соединенных секционным автоматом, В нормальном режиме секционный автомат находится в отключенном положении.

1. Технико-экономический расчёт

Таблица .1 - Исходные данные .

Мощность КЗ Sкз, МВ А	IЗ, кА	Длина линии L110,км	Подстанция U, кВ	Напряжения U, кВ	Рmax, МВт	Cos
8000	1,25	20	110/35/10	35 10	18,5 10,8	0,85 0,88

1.1 Расчёт нагрузок на шинах ПС

1.1.1 Полные мощности подстанции по ступеням напряжения

S = = = 21,26 МВА S== = 12 МВА

1.1.2 Реактивные мощности ПС

Q_м ^СН ===10,45 Мвар.

Q_м ^НН ===5,2 Мвар.

1.1.3 Полные мощности ПС

Р_м^ВН= Р_м^НН + Р_м^СН=18,5+10,8=29,3 МВт.

Q_м ^ВН= Q_м ^НН + Q_м ^СН=10,45+5,2=15,65 Мвар.

S_м^ВН= ==33,21 МВА.

1.2 Расчет годового потребления энергии

По расчетным графикам нагрузок (Приложение №1) рассчитывается годовая энергия потребления

1.2.1 Энергия зимних суток

W = Р₁ t₁ + Р₂ t₂ + Р₃ t₃ + Р₄ t₄ + Р₅ t₅ = 5*6+8*4+10,8*6+7*6+5*2 = =178,8 МВт* час.

W = Р₁ t₁ + Р₂ t₂ + Р₃ t₃ + Р₄ t₄ + Р₅ t₅ = 6*4+8*4+12*2+18,5*6+16*2+12*4+6*2 =283 МВт* час.

1.2.2 Энергия летних суток

W= = Р₆ t₆ + Р₇ t₇ + Р₈ t₈ + Р₉ t₉ + Р₁₀ t₁₀ = 4*8+7*2+10*6+6*4+4*4 = 146 МВт* час.

W =Р₆ t₆ + Р₇ t₇ + Р₈ t₈ + Р₉ t₉ + Р₁₀ t₁₀ =4*6+6*2+12*2+16*6+10*4+4*4 ==212 МВт* час.

1.2.3 Электрическая энергия, потреблённая за год по каждому графику

N_З=213 - количество зимних суток; N_Л=152 - количество летних суток;

W_ГОД = W_ЗС N_З + W_ЛС N_ЛМВт час

W= WN_З + W N_Л = 283*213+212*152=92503МВт* час.

W= WN_З + W N_Л = 178,8*213+146*152=60276,4 МВт* час.

1.3 Время максимума потребления нагрузки

Т_М = , час.

Т_{М, СН} = = = 5000 час.

Т_{М, НН} = = = 5581 час.

Т _{М ,ВН} = = = 5215час.

1.4 Время максимальных потерь энергии -

Рассчитывается, за год на каждом напряжении. Годовая продолжительность времени потерь принимается календарная Т=8760 часов

, час.

для каждой из сторон:

ф _СН = =3410 час.

ф _НН = =4075час.

ф _ВН = =3650 час.

1.5 Выбор трансформаторов

Трансформатор выбирается с учётом его загрузки и с учётом максимально допустимой S _мах.вн.

В нашем случае S _мах.вн. 33,21 МВА, согласно ПУЭ выбираем трансформаторы по 70% загрузке в нормальном режиме.

Sном.т = 0,7* S _м ^ВН = 0,7*33,21 = 23,25 МВА.

По таблице 3.6 стр.150 [2] выбираем трансформатор.

Вариант 1. ТДТН-25000/110 - трансформатор 3-х фазный; система охлаждения: дутье

Вариант 2. ТДТН-40000/110 - 3-х обмоточный с наличием устройства РПН.

Таблица. 2 - Технические параметры трансформаторов

Тип	Sном	U (кВ)	Pк кВт	Pхх кВт	Uк%	Iхх %
	МВА	ВН	СН	НН	В-Н		В-С	В-Н	С-Н
ТДТН-25000/ 110	25	115	38,5	10,5	140	28,5	10,5	17,5	6,5	0,7
ТДТН-40000/110	40	115	38,5	10,5	200	39	10,5	17,5	6,5	0,6

1.6 Расчёт потерь электроэнергии в трансформаторах

1.6.1 Вариант-1

1 Определяем коэффициент аварийной перегрузки.

= 1,33

Выбранный трансформатор удовлетворяет условию:

К_п.ав = 1,33 < К_доп = 1,4

2 Определяем потери мощности в трансформаторе:

Р_к.в.= Р_к.с.= Р_к.н.=0,5* Р_к.вн-сн=0,5*140=70кВт

3. Определяем потери электроэнергии в трансформаторе:

1.6.2 Вариант-2

1. Определяем коэффициент аварийной перегрузки

= 0,83

Выбранный трансформатор не удовлетворяет условию:

К_п.ав = 0,83 < К_доп = 1,4

Т.к. в аварийных ситуациях есть возможность отключения потребителя 3-й категории, то оставляем для дальнейших расчетов данный трансформатор.

2. Определяем потери мощности в трансформаторе:

Р_к.в.= Р_к.с.= Р_к.н.=0,5* Р_к.вн-сн=0,5*140=70кВт

3. Определяем потери электроэнергии в трансформаторе:

1.7 Приведенные затраты

1.7.1 Стоимость потерь электроэнергии

Стоимость потерь энергии в трансформаторах

=3,74 тенге/кВт час - стоимость потерь электроэнергии (по данным АО ВК РЭК).

Вариант 1

= 4250326,7 тенге

Вариант-2

= 6260614 тенге

1.7.2 Капитальные затраты

Таблица 3

Наименование оборудования	Стоимость единицы оборудования, тыс.тенге	Первый вариант.	Второй вариант.
		Кол-во	Общая стоимость, тыс.тенге	Кол-во	Общая стоимость, тыс.тенге
ТДТН-25000/110	90*300=27000	2	54000	-	-
ТДТН-40000/110	130*300= =39000	-	-	2	78000
Ячейка ОРУ-110	50*300=15000	2	30000	2	30000
Ячейка ОРУ-35	11*300=3300	9	29700	9	29700
КРУ-10	3,72*300=1116	20	22320	20	22320
К	-	-	136020	-	160020

Стоимость оборудования по таб. П5.1, П5.4 [1]. Коэффициент пересчета 300 (по данным АО ВК РЭК).

1.7.3 Стоимость отчислений на амортизацию ремонт и обслуживание

,

где - норма амортизационных отчислений от капитальных затрат и эксплуатацию, табл. 10.2 [ 2 ].

К - сумма полученных капитальных затрат из таблицы №3 по вариантам.

1-Вариант

= 12785,8 тыс.тенге

2-Вариант

=15041,8 тыс.тенге

1.7.4 Приведённые затраты

где - нормативный коэффициент экономической эффективности.

1-Вариант

=6290402тыс.тенге

2-Вариант

=4285370,2 тыс.тенге

Вывод: Для дальнейшего расчёта выбираю Вариант-1 с наименьшими затратами.

2. Расчет токов короткого замыкания

2.1 Базисные величины

- базисная мощность

, , - базисные напряжения

Базисный ток ступени КЗ

= = 50,2кА

= = 156кА

= = 550кА

2.2 Расчёт сопротивлений в схеме замещения в относительных единицах

2.2.1 Энергосистема

2.2.2 Линия

2.2.3 Трансформатор

2.2.4 Преобразуем исходную схему: т.к. Q₁ и Q₂ отключены, то Х₂, Х₄, Х₆, Х₈ -не учитываются

2.2.5 Преобразуем схему замещения относительно К-1 из рис. 2.3

2.2.6 Преобразуем схему замещения относительно К-2 из рис. 2.3

2.2.7 Преобразуем схему замещения относительно К-3 из рис. 2.3

2.3 Определение токов короткого замыкания

2.3.1 Начальная периодическая составляющая тока к.з.

К-1 .

К-2

К-3

где Е_с^II =1 - э.д.с. источника в относительных единицах.

2.3.2 Мгновенное амплитудное значение ударного тока к.з.

,

где Ку - ударный коэффициент по т.3.8 [1]

К-1

К-2

К-3

2.3.3 Действующее значение ударного тока к.з.

К-1

К-2

К-3

Определим значение токов КЗ для любого момента времени переходного процесса КЗ

К-1 кА

Та=0,03 [2] таблица 3,8

=0,035+0,01=0,045с



[2] рисунок 3.25

К-2 кА

Та=0,05 [2] таблица 3,8

К-3 кА

[2] рисунок 3.25

Полный импульс квадратичного тока КЗ

где

Таблица 4 - Сводная таблица токов КЗ

К-1	115	50,2	6,9	15,6	9	4,3	25,47
К-2	37	156	3,1	8	4,74	1,84	5,14
К-3	10.5	550	7,2	18,47	11	4,57	27,4

3. Выбор оборудования

3.1 Оборудование 110 кВ

Q - выключатель наружной установки

QS - разъединитель наружной установки

ТА - трансформатор тока встроенный

Гибкая ошиновка.

Рабочий ток:

Рабочий максимальный ток:

3.1.1 Выбор выключателя и разъединителя

По каталогу выбираю выключатель элегазовый типа: ВГБУ-110У1

Элегазовые баковые выключатели серии ВГБ.

Элегазовые баковые выключатели серии ВГБ разработаны на базе хорошо известного принципа гашения дуги. При срабатывании выключателя элегаз сжимается и выбрасывается через контакты выключателя, осуществляя гашение дуги.

Этот принцип гашения и конструкция дугогасительных камер хорошо зарекомендовали себя в комплексных распределительных устройствах (КРУЭ) и отдельно стоящих выключателях (ВЭК) с элегазовой изоляцией, эксплуатирующихся с 1979 года.

Выключатели предназначены для эксплуатации на открытом воздухе в районах с умеренным и холодным климатом (исполнение У1 и УХЛ1) и соответствуют международным и российским стандартам. Достоинства:

- Заземленный резервуар (повышенная безопасность);

- Повышенная сейсмостойкость (низкий центр тяжести);

- Минимальная необходимость в обслуживании;

- Повышенная надежность, безопасность и простота конструкции;

- Встроенные трансформаторы тока;

- Минимальное время монтажа;

- Пластиковые вводы с кремнийорганической резиной

По каталогу выбираю разъединитель типа: РГ-110/1000. УХЛ1

Таблица 5- Выбор выключателя и разъединителя.

№	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
			ВГБУ-110У1	РГ-110/1000 УХЛ1
1	кВ	110	126кВ	110кВ
2	А	185	2000	1000
3		4,3	20,36	-
4	кА	6,9	50	31,5
5	кА	15,6	125	80
6	кАІ·с	25,47	50І·3=7500	40І·3=4800
7	Привод		Моторный	ПРГ-6

Проверка по отключающей способности:

3.1.2 Выбор трансформаторов тока

По каталогу выбираю встроенные трансформаторы тока типа: ТВ-110

Таблица 6 - Каталожные данные

Тип ТТ	Uн, кВ	Ном. ток	Z2 ВА	Дин. ст-ть	Тер. ст-ть.
		I1ном	I2ном		Кд	iдин.	Кт	Iт	tт
ТВ-110	110	200	5	60	16	-		20	3

Таблица 7- Сравнение данных

Расчетные данные.	Каталожные данные.
	ТВТ-110
U=110 кВ	U=110 кВ
Iраб.макс= 185 А	Iном=200 А
Вк=25,47 кА2с	кА2с

Перечень необходимых измерительных приборов выбираю по таблице 4.11 стр.362 [2]

Параметры приборов выбираю по таблице П4.7 [2]

Схема подключения приборов:

Рис. 3.1- Схема соединения вторичных цепей ТТ.

3.1.3 Выбор гибких шин

Согласно ПУЭ § 1.3.28 шины в пределах РУ выбираются по допустимому току с учетом минимального сечения по коронированию из условия:

Iдоп Iр.м.

По таблице 7.35 [3] выбираю провод марки: АС-70/11, d=11,4мм, Iдоп=265 А >Iр.макс=185 А

Поверка на схлестывание не производится т.к Iпо?20кА.

Согласно [1] § 2.5.41 по условию коронирования принимается минимальное сечение 70 мм² . Учитывая, что на ОРУ- 110 кВ расстояние меньше, чем на воздушных линиях, в данном разделе рассмотрим расчет:

Начальная критическая напряженность:

где m=0,82 - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода.

r0 - радиус провода

r0=

Напряженность электрического поля вокруг не расщепленного провода:

где U - максимальное линейное напряжение =121кВ

Дср - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз =1,26Д,

где Д - расстояние между соседними фазами, Д=300 см.

Дср=1,26·300=378 см.

Проверка: провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 0,9·E0. Таким образом, условие образования короны можно записать в виде:

кВ/см

По условию коронирования провод АС-70/11 проходит

Для крепления проводов на опоры выбираю подвесные изоляторы типа:

ПС-70Д в колличестве 8 штук.

3.2 Оборудование 35 кВ

1. Q - Вакуумный выключатель

2. QS - Разъединитель

3. ТА - трансформатор тока

4. Гибкая ошиновка.

3.2.1 Выбор выключателя и разъединителя

По каталогу выбираю выключатель типа: ВБС-35III-25/1000 УХЛ1

Выключатели вакуумные с электромагнитным приводом, с усиленной изоляцией, наружной установки предназначены для работы в электрических сетях на открытых частях станций, подстанций, для тяговых подстанций электрифицированных железных дорог, в распределительных устройствах в сетях трёхфазного переменного тока. Предназначены для замены маломасляных выключателей ВМУЭ-35II-25/1250 УХЛ1, ВМК-35-20/1000 У1 и масляных баковых выключателей МКП-35-20/1000 У1, С-35М-630-10 У1, ВТ-35-12,5/630 У1. Выключатели соответствуют требованиям ГОСТ 687-78, ГОСТ 18397-86, КУЮЖ.674153.003ТУ

По каталогу выбираю разъединитель типа: РГ-35/1000 УХЛ1

Таблица 8- Выбор выключателя и разъединителя.

№	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
			ВБС-35III-25/630 УХЛ1	РГ-35/1000 УХЛ1
1	кВ	35	35	35
2	А	305	1000	1000
3		1,84	11.1	-
4	кА	3,1	31,5	40
5	кА	5,09	64	63
6	кАІ·с	5,4	25І·4=2500	16І·4=1024
7	Привод		Моторный	ПРГ-01-5 УХЛ1

Проверка по отключающей способности:

3.2.2 Выбор трансформатора тока

По таблице5.10 [3] выбираю встроенные трансформаторы тока типа: ТФЗМ-35А -300/5

Таблица 9 - Каталожные данные.

Тип ТТ	Uн, кВ	Ном. ток	Z2 при кл.0.5	Дин. ст-ть	Тер. Ст-ть.
		I1ном	I2ном		Кд	i дин.	Кт	Iт	tт
ТФЗМ-35-А-600/5	35	400	5	2,0		63		10	3

Рис. 3.2 - Схема соединения вторичных цепей ТТ.

Таблица 10 - Выбор ТТ.

№	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные ТВ-35-III-1500/5
1	кВ	35	35
2		305	600
3	кА	8	11.8
4	кАІ·с	5,4	10І·3=300 кА2с

Проверка на динамическую и термическую стойкость.

Проверка трансформатора по классу точности

R_кат?R_номт+R_приб+R_пров

Сопротивление переходных контактов

R_конт=0,05 Ом

Определяем сопротивление приборов

Ом

где S_a - мощность наиболее загруженной фазы

I_2тт² - номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока

Таблица 11- Вторичная нагрузка ТТ.

Обозначение	Тип прибора	Нагрузка по фазам
РI ,РК	ПСЧ-4АР.05.2	0,3		0,3
РА	Э8021	0,5
PW	Д-335	0,5
Итого:		1,3		0,3

Определяем сопротивление проводов

R_пров=R_кат-R_конт-R_прб=2,0-0,052-0,1=1,848 Ом

где R_кат - номинальная нагрузка в омах для класса точности трансформатора тока равного 0,5 [3] Таблица 5.10

Расчётная длина проводов

l_р=К_сх·l=1,73·40=69,2 м

где К_сх - коэффициент зависимости от схемы соединения трансформаторов тока.

Находим минимально допустимое сечение проводов

мм²

Выбираем контрольный кабель АКВРГ 4 мм² по условию механической прочности.

3.2.3 Выбор трансформаторов напряжения

Таблица 12- Вторичная нагрузка трансформатора напряжения.

Обозначение	Тип прибора	Кол-во обмоток	Кол-во приборов	S, Обм.	S, В·А
РI ,РК	ПСЧ-4АР.05.2	1	2	2	4
РV	Э-335	1	1	2	2
PW	Д-335	2	1	1,5	3
Итого:					9

Согласно рассчитанной мощности выбираем Т.Н.

Выбор производим:

Ш По напряжению установки

U_уст ? U_ном

U_уст = 35 кВ ? U_ном = 35 кВ

Ш По конструкции и схеме соединения: принимаем трансформатор наружной установки со схемой включения звезда.

Ш По классу точности: принимаем класс точности равный 0,5.

Ш По вторичной нагрузке:

S_2У ? S_ном

S_2У = 9 В · А < S_ном = 3·150=450 В · А

Принимаем к установке ЗНОМ-35-65У1.

3.2.4 Выбор гибких шин

Согласно ПУЭ §1.3.28, сечение сборных шин выбирается по условию нагрева Iр.м.Iдоп

Сечение сборных шин выбираю по наибольшему току присоединения.

По таблице 7.35 [3] с учетом минимального сечения по коронированию принимаю провод марки АС-95/16, d=13,5мм, Iдоп=330А

Согласно ПУЭ шины не проверяются на термическую и электродинамическую стойкость.

Проверка по условию коронирования не производится.

Для крепления проводов на опоры выбираю подвесные изоляторы типа:

ПС-70Д в 5 штук в трансформаторе и 3 в линии.

3.3 Оборудование 10 кВ

1. Q - выключатель вакуумный

3. ТА - трансформатор тока

4. ТV - трансформатор напряжения

5. Жёсткие шины.



На стороне 10 кВ подстанции принимаем к установке комплектное распределительное устройство наружного исполнения КРУ 2-10.

КРУ предназначено для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока промышленной частоты 50Гц на номинальное напряжение 6-10 кВ и комплектования распределительных устройств 6 и 10 кВ подстанции.

КРУ не предназначено для работы в среде, подвергающейся усиленному загрязнению, действию газов, испарений и химических отложений, вредных для изоляции, а также в среде, опасной в отношении взрыва и пожара.

Распределительное устройство КРУ в закрытом распределительном устройстве.

КРУ изготовляется в виде полностью собранного блока из шкафов с выполненным монтажом электрических схем. Единая жесткая конструкция собирается с помощью болтовых соединений, вертикальных стоек и продольно-поперечных связей. Шкаф трансформатора собственных нужд - ТСН (при наличии его в заказе) может выполнятся в двух модификациях:

1) ТСН встроен в шкаф

При этом мощность трансформатора не более 40 кВА и шкафы с ТСН должны быть крайние по расположению, а вводные шкафы вторые от краев РУ.

2) ТСН отдельно стоящий (устанавливается под проводами, идущими к вводной траверсеРУ), при этом мощность не ограничивается. В шкаф ТСН устанавливаются разъединитель высоковольтный и предохранители. Блок шкафов КРУ представляет собой корпус, разделенный вертикальными поперечными перегородками на несколько параллельных шкафов сборной конструкции. Основанием блока шкафов служит горизонтальная рама, на которой приварены направляющие для перемещения выдвижного элемента, узлы фиксации и заземления его. К этому основанию также прикреплены вертикальные поперечные перегородки - боковые стенки шкафов КРУ. В каждом шкафу смонтирована средняя вертикальная рама, на которой закреплены проходные изоляторы с неподвижными разъемными контактами главной цепи, трансформаторы тока, заземляющий разъединитель, а со стороны выдвижного элемента - шторочный механизм.

Шкаф состоит как бы из трех отделений: корпуса, выдвижного элемента и релейного шкафа. Корпус разделен на отсеки: сборных шин, линейный и выдвижного элемента.

С наружной стороны отсек сборных шин и линейный закрыты стенками. В верхней части имеется люк для возможности безопасного осмотра оборудования без снятия напряжения. Линейный отсек больше отсека сборных шин на величину, необходимую для прохода силовых кабелей, установки трансформаторов тока защиты от замыканий на землю. На вертикальной стенке отсека размещен заземляющий разъединитель. При выполнении каких-либо работ в линейном отсеке с целью обеспечения безопасности заземляющий разъединитель включается ручным приводом, который имеет все необходимые блокировки, а доступ к нему (к приводу) возможен только при выведении выдвижного элемента в ремонтное положение. Блокирование заземляющего разъединителя с элементами внешних присоединений и других шкафов выполняется с помощью электромагнитных замков и механических блокировок.

В КРУ в качестве шкафов применяются современные шкафы базовых серий К104-КФ, КМ-1КФ, которые адаптированы для установки в них высоконадежных высоковольтных вакуумных выключателей типа ЗАН «SIEMENS». По заказу могут быть установлены вакуумные выключатели типа BB/TEL «Таврида-Электрик» или другие, имеющие аналогичные или лучшие электрические и габаритные характеристики.

Масляные выключатели не применяются.

Применяются вакуумные выключатели с дополнительными расцепителями работающими в режиме дешунтирования. Выключатель высоковольтный со встроенным приводом монтируется на выкатном элементе (тележке) шкафа. В верхней и нижней частях выкатного элемента расположены подвижные разъединяющие контакты главной цепи, которые при вкатывании элемента в шкаф замыкаются с шинным (верхним) и линейным (нижним) неподвижными контактами. При выкатывании тележки с предварительно отключенным выключателем разъемные контакты отключаются, и выключатель при этом будет отключен от сборных шин и кабельных присоединений.

Когда тележка находится вне корпуса шкафа, обеспечивается удобный доступ к выключателю и его приводу для ремонта, а при необходимости - быстрая замена выключателя другим аналогичным, установленным на такой же тележке.

В отсеке выкатного элемента также размещены нагревательный элемент (по заказу), разгрузочный клапан и фототиристор-датчик, срабатывающий при возникновении дуги во время короткого замыкания в отсеке и отключающий высоковольтный выключатель.

Выкатной элемент шкафа (тележка) имеет три положения:

рабочее - тележка находится в корпусе шкафа, первичные и вторичные цепи замкнуты;

контрольное - тележка в корпусе шкафа, первичные цепи разомкнуты;

ремонтное - тележка находится вне корпуса шкафа, первичные и вторичные цепи разомкнуты.

В рабочем и контрольном положении выкатной элемент имеет механизм фиксации. Для облегчения перемещения тележки в рабочее положение имеется рычажной механизм, управляемый съемной рукояткой. При выкатывании тележки из шкафа автоматически изоляционными шторками закрываются отсеки шинного и линейного разъединяющих контактов, что исключает возможность случайного прикосновения к токоведущим частям, оставшимся под напряжением.

Выкатной элемент шкафа имеет блокировку, не допускающую перемещение тележки из рабочего положения в контрольное и обратно при включенном высоковольтном выключателе. (При включенном выключателе тяга блокировки, находящейся ниже выключателя упирается в педаль и не дает возможности нажать педаль, высвободить фиксатор положения тележки, тем самым предотвращая перемещение выкатного элемента.)

После отключения выключателя, при перемещении выкатного элемента из рабочего положения в контрольное, фиксатор положения тележки передвигается вверх и упирается в тягу блокировки, которая блокирует вал механизма выключателя, тем самым препятствуя его включению.

На педали установлен конечный выключатель, включенный в электрическую схему вспомогательных цепей и не допускающий включения выключателя при положении выкатного элемента в промежутке между рабочим и контрольным положениями.

Процедуры по регулировке вакуумного выключателя приведены в Приложении 4. Ножи заземляющего разъединителя (З.Н.) шкафа КРУ имеют блокировку, не допускающую включение З.Н. при рабочем положении выкатного элемента и отключения З.Н. при вкатывании тележки из контрольного (или ремонтного) положения. Конструкция - на неподвижной пластине имеется два отверстия: одно - для крепления блок-замка, второе - для запирания З.Н. во включенном (или отключенном) положении. На валу З.Н. расположен диск с идентичными отверстиями. При повороте вала З.Н. отверстия совмещаются, что позволяет фиксировать его в том или ином положении. На валу привода

З.Н. имеется штырь, который при повороте З.Н. в положение «ЗАЗЕМЛЕНО» своим вертикальным положением препятствует вкату тележки.

Выкатной элемент оснащен защитным экраном и включить ножи заземляющего разъединителя в шкафу, возможно, только при полностью выкаченной из шкафа тележки.

В секционных, вводных шкафах и в шкафах с трансформаторами напряжения включению заземления шкафа и выкату тележки при включенном выключателе дополнительно препятствует электромагнитный блок-замок, включенный в электрическую схему блокировки.

Шторочный механизм шкафа при полностью выкаченной из шкафа тележки закрывает доступ к неподвижным разъемным контактам, остающимся под напряжением. Пластина-фиксатор механизма не позволяет открыть шторки вручную. Рычаг открывания шторок механически связан с пластиной-фиксатором и при закрытых штоках имеют совмещенные отверстия для запирания замком.

При вкатывании тележки шторочный механизм автоматически открывает шторки и фиксирует их.

В шкафах КРУ в зависимости от назначения, предусмотрены следующие механические блокировки, в соответствии в ГОСТ 12.2.007.4 -75:

- блокировка, не допускающая вкатывания выдвижного элемента в рабочее положение и выкатывание из рабочего положения при включенном высоковольтном выключателе;

-блокировка, не допускающая вкатывание и выкатывание выдвижного элемента при включенных разъединяющих контактах под нагрузкой (для шкафов без выключателей);

-блокировку включения выключателя с двух мест (местного и дистанционного);

- блокировку против повторного включения при отказе механизма, удерживающего выключатель во включенном положении;

-блокировка, не допускающая включения коммутационного аппарата, установленного на выдвижном элементе, при положении выдвижного элемента в промежутке между рабочим и контрольным положениями;

- блокировка, не допускающая перемещения выдвижного элемента из контрольного разобщенного) в рабочее положение при включенных ножах заземляющего разъединителя;

-блокировка, не допускающая включение заземляющего разъединителя в шкафу секционирования с разъединителем или разъединяющими контактами при рабочем положении выдвижного элемента секционного выключателя.

В шкафах КРУ, которые снабжены заземляющими разъединителями, должны быть установлены необходимые устройства для осуществления следующих блокировок:

- блокировки, не допускающей включения заземляющего разъединителя при условии, что в других шкафах КРУ, от которых возможна подача напряжения на участок главной цепи шкафа, где размещен заземляющий разъединитель, выдвижные элементы находятся в рабочем положении (или любые коммутационные аппараты находятся во включенном положении);

- блокировки, не допускающей при включенном положении заземляющего разъединителя перемещения в рабочее положение выдвижных элементов (при включении любых коммутационных аппаратов) в других шкафах КРУ, от которых возможна подача напряжения на участок главной цепи шкафа, где размещен заземляющий разъединитель.

На выкатной тележке монтируются также трансформаторы напряжения, предохранители и другие аппараты (в соответствии с заказом).

Коридор обслуживания и управления предназначен для обслуживания элементов КРУ, защиты персонала от атмосферных воздействий в ненастную погоду, а также размещения общеподстанционных устройств защиты и питания элементов КРУ (релейные шкафы с аппаратурой вспомогательных цепей собственных нужд, центральной сигнализации, АЧР, ЗМН, стабилизатора напряжения для питания цепей управления, сигнализации и приводов выключателей - количество и типы шкафов определяется заказом).

Шкафы КРУ комплектуются электрооборудованием на номинальное напряжение 10 кВ; трансформаторы напряжения, разрядники, силовые предохранители, трансформаторы с.н. устанавливаются на напряжение 6 и 10 кВ.

3.3.1 Выбор выключателя

По каталогу выбираю выключатель типа: Сименс 3АН5

Вакуумные силовые выключатели Сименс 3АН5 являются трехполюсными силовыми выключателями, устанавливаемыми в помещении, для номинального диапазона напряжений от 12 кВ до 36 кВ. Вакуумный выключатель устанавливается в вертикальном положении относительно вакуумных прерывателей. В нормальных условиях эксплуатации вакуумный выключатель не требует обслуживания в соответствии с положениями IEC 60594 и VDE 0670, часть 1000.

Минимальное значение температуры составляет: - 5 °C, максимальное - +40?С. Без обледенения и приносимых ветром осадков. Условие: изоляционные детали в чистом состоянии.

Предельные значения тока нагрузки l в зависимости от температуры окружающей среды T вакуумного выключателя 3АН5 для расчетного рабочего тока:.a) 800A b) 1250A c) 2000 A d) 2500 A

Рис. 3.3 - График зависимости нагрузки от температуры о.с

Таблица 13- Выбор выключателя

№	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
			Сименс 3АН5-122-2
1	кВ	10	12
2	А	625	1250
3		7,2	40
3	кА	4,57	22.5
4	кА	7,2	16
5	кА	18,47	100
6	кАІ·с	27,4	31,52 ·1=992,5
	Привод		Эл.моторный

Проверка по отключающей способности:

Принимаем к установке:

- для вводных и секционной ячеек выключатели Сименс 3АН5-122-2 I_н =1250А,

- для отходящих ячеек - Сименс 3АН5-122-1 I_н =800А.

3.3.2 Выбор трансформатора тока

По таблице 5.9 [3] выбираю трансформаторы тока типа: Т0Л-10-400/5

Таблица 14- Каталожные данные.

Тип ТТ	Uн, кВ	Ном. ток	Z2 для кл. 0,5	Дин. ст-ть	Тер. Ст-ть.
		I1ном	I2ном		Кд	i дин.	Кт	Iт	tт,с
ТОЛ-10	10	800	5	0,4	-	52	-	17.5	1

Таблица 15-Сравнение данных.

Расчетные данные.	Каталожные данные.
	Т0Л-10-400/5
Uуст=10 кВ	Uн=10 кВ
Iраб.макс= 625А	Iном=800 А
iу=18,47	Iдин=52 кА
кАІ·с 27,4	17,52 ·1=306

Проверка на динамическую стойкость.

Проверка термическую стойкость.

Проверка трансформатора по классу точности

R_кат?R_номт+R_приб+R_пров

Сопротивление переходных контактов

R_конт=0,05 Ом

Определяем сопротивление приборов

Ом

где S_a - мощность наиболее загруженной фазы(таблица)

I_2тт² - номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока.

Перечень необходимых измерительных приборов выбираю по таблице 4.11 стр. 362 [2]

Параметры приборов выбираю по таблице П4.7 [2].

Таблица 16- Вторичная нагрузка ТТ.

Прибор	Тип	Мощность ток. кат. ВА	Нагрузка, ВА
			А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	-	-
Ваттметр	Д-335	0,5	0,5	0,5
Счетчик акт. и реакт. энергии.	ПСЧ-4АР.05.2	0,3	0,3	-	0,3
		Итого:	1,3	0,5	0,3

Определяем сопротивление проводов

R_пров=R_кат-R_конт-R_прб=0,4-0,052-0,05=1,318 Ом

где R_кат - номинальная нагрузка в омах для класса точности трансформатора тока равного 0,5 [3] Таблица 5.10

Расчётная длина проводов

l_р=К_сх·l=1,73·4=6,92 м

где К_сх - коэффициент зависимости от схемы соединения трансформаторов тока.

Находим минимально допустимое сечение проводов

мм²

Выбираем провод АПВ -(1х4).

3.3.3 Выбор трансформатора напряжения

Таблица 17- Вторичная нагрузка ТН

Прибор	Тип	Sодной обмотки	Число обмоток	Число приборов	Общая потребляемая мощность S, В•А
Вольтметр (сборные шины)	Э - 335	2	1	1	2
Ваттметр	Ввод 10 кВ	Д - 335	1,5	2	1	3
Счётчик активной и реактивной энергии		ПСЧ-4АР.05.2	2	1	1	2
Счётчик активной и реактивной энергии	Линии 10кВ	ПСЧ-4АР.05.2	2	1	4	8
Итого	-	-		-	13

Согласно рассчитанной мощности выбираем Т.Н.

Выбор производим:

Ш По напряжению установки

U_уст ? U_ном

U_уст = 10 кВ ? U_ном = 10 кВ

Ш По конструкции и схеме соединения: принимаем трансформатор внутренней установки со схемой включения звезда.

Ш По классу точности: принимаем класс точности равный 0,5.

Ш По вторичной нагрузке:

S_2У ? S_ном

S_2У = 13 В · А ? S_ном = 3 · 50 = 150 В · А

Принимаем к установке ЗНОЛ.06-10УЗ.

3.3.4 Выбор шин10 кВ.

Рис. 3.4 - Расположение ошиновки на изоляторах.

Данные для выбора

Iр=625А U=10 кВ L=1000 мм а=250 мм фо=700С iу=18,47 кА I''=7,2кА	tc=0,25 с Кt=1 Кр=0,95 Кn=1 Кпопр= Кt·Кn·Кnв=1·1·0,95=0,95

Определяем допустимый ток

А

По таблице 1.3.31 [1] выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения

Определим минимальное сечение по термической стойкости.

Шина термически устойчива. Выбираем шину

АТ (50х6) I_доп=740 А [1] таблица 1.3.31

Проверяем шину на динамическую устойчивость.

Определим силу взаимодействия.

Изгибающий момент

Момент сопротивления шин.

Напряжение в металле



шина динамически устойчива.

Согласно [1]§1.3.28 выбор по экономической плотности тока не производится.

3.3.5 Выбор схемы собственных нужд

Состав потребителей с.н. подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, типа электрооборудования. Наименьшее количество потребителей с.н. на подстанциях выполненных по упрощенным схемам без постоянного дежурства персонала. К этим потребителям относятся электродвигатели обдува трансформаторов, обогрев приводов и баков выключателей, обогрев шкафов КРУН, а также освещение подстанции. Мощность потребителей с.н. невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов. Мощность ТСН выбирается в соответствии с нагрузками в разных режимах работы подстанции, но не более 630 кВА. По табл.5-8 [4] принимаем нагрузку с.н.:

Таблица 18 - Нагрузка собственных нужд.

Электроприемники	Установленная мощность, кВт.	Количество приемников	Суммарная мощность, кВт.
электродвигатели обдува	1,5	8	12
Обогрев В-110	1,75	2	3,5
Обогрев В-35	1,15	7	8,05
обогрев шкафов КРУ-10	0,6	20	12
Отопление и освещение помещения ОВБ	5,5	1	5,5
Наружное освещение	4,5	1	4,5
Опер.цепи	1,8	1	1,8
Итого			47,35

С учетом коэффициента спроса 0,7 для рассматриваемой подстанции принимаем два ТСН типа ТСЗ-40кВА 10/0,4кВ, с предохранителями ПКТ-10

4. Расчёт заземляющего устройства

Согласно ПУЭ заземляющие устройства электроустановок сети с эффективно заземлённой нейтралью 110 кВ выполняется с учётом сопротивления или допустимого напряжения прикосновения.

Расчёт по допустимому сопротивлению производит к неоправданному перерасходу проводникового материала и трудозатрат при сооружении заземляющих устройств. Опыт эксплуатации распреде-лительных устройств 110 кВ. и выше позволяет перейти к нормированию напряжения прикосновения, а не величены R₃.

Сложный заземлитель заменяется расчётной квадратной моделью при условии равенства их площадей S, общей длины горизонтальных проводников, глубины их заложения t, числа и длины вертикальных заземлителей и глубины их заложения.

В расчётах многослойный грунт представляется двухслойным: верхний толщиной h₁ с удельным сопротивлением p₁, нижний с удельным сопротивлением p₂. Глубина заложения заземляющего устройства t=0,5-0,7м, длина вертикального заземлителя lв=3-5м, принимаем lв=5м: расстояние между горизонтальными заземлителями а=5м.

Схема ОРУ 110кВ - схема мостика.

Грунт.

Таблица 7.4 стр. 592 [2]

1=400 Омм - Супесок.

2=200 Омм

t_отк=0,16 с согласно зон защит [2]

В соответствии с графической частью лист 3 принимаем S=32·69,5=2224 м²

Толщина верхнего слоя грунта h₁=2 м

Глубина заложения заземляющего устройства 0,5-0,7 м, принимаю t=0,5 м

Длинна вертикального заземлителя 3-5 м, принимаю lв=5 м

Расстояние между вертикальными заземлителями с полосами 4-6 м, принимаю а=5 м

Длинна горизонтального заземлителя:

м

Коэффициент напряжения прикосновения.

где М - коэффициент зависящий от отношения удельного сопротивления грунтов стр.598 [2] М=0,62

- коэффициент определяемый по сопротивлению тела человека Rч и сопротивлению растеканию тока от ступней человека Rс.

В расчетах принимаю Rч=1000Ом; Rс=1,51

Напряжение на заземлителе:

В

где Uпр.доп - допустимое напряжение прикосновения = 400 В при tотк=0,16с, стр. 596 [2]

Ток, стекающий с заземлителя проектируемого заземляющего устройства, при однофазном токе короткого замыкания

[ Таблица 1]

Допустимое сопротивление заземляющего устройства:

Ом.

Число вертикальных заземлителей:

Ом

Принимаем =40 шт.

Общая длинна вертикальных заземлителей:

Lв= 5=405=200м

Относительная глубина заложения заземляющего устройства.

Коэффициент А - стр. 599 [2]

Относительная толщина верхнего слоя

По таблице 7.6 стр.600 [2] Относительное эквивалентное удельное сопротивление для сеток с вертикальными заземлителями:

Эквивалентное сопротивление грунта:

Ом*м

Общее сопротивление сложного заземлителя.

Ом

Напряжение прикосновения:

В

Uпр.< Uпр.доп.193,5 < 400 В

5. Релейная защита

5.1 Постановка задачи

Системы электроснабжения -- это сложный производственный комплекс, все элементы которого участвуют в едином производственном процессе, основными специфическими особенностями которого являются быстротечность явлений и неизбежность повреждений аварийного характера - коротких замыканий в электрических установках. Поэтому надежное и экономичное функционирование систем электроснабжения возможно только при широкой их автоматизации. Для этой цели используется комплекс автоматических устройств, состоящий из устройств автоматического управления и устройств автоматического регулирования.

Устройства автоматического управления. Среди них первостепенное значение имеют устройства релейной защиты, действующие при повреждении электрических установок. Релейная защита нашла применение в системах электроснабжения раньше других устройств автоматического управления. Наиболее опасные и частые повреждения -- короткие замыкания между фазами электрической установки и короткие замыкания фаз на землю в сетях с глухозаземленными нейтралями. Возможны и более сложные повреждения, сопровождающиеся короткими замыканиями и обрывом фаз. В электрических машинах и трансформаторах наряду с указанными повреждениями возникают замыкания между витками одной фазы. Вследствие короткого замыкания нарушается нормальная работа системы электроснабжения с возможным выходом синхронных генераторов, компенсаторов и электродвигателей из синхронизма и нарушением режима работы потребителей. Опасность представляет также термическое и динамическое действие тока к. з. как непосредственно в месте повреждения, так и при прохождении его по неповрежденному оборудованию. Основные требования предъявляемые к РЗиА являются - селективность, чувствительность, быстродействие, надежность.

Для предотвращения развития аварии и уменьшения размеров повреждения при К.З. необходимо быстро выявить и отключить поврежденный элемент системы электроснабжения. В ряде случаев повреждение должно быть ликвидировано в течение долей секунды. Очевидно, что человек не в состоянии справиться с такой задачей. Определяют поврежденный элемент и воздействуют на отключение соответствующих выключателей устройства релейной защиты с действием на отключение. Основным элементом релейной защиты является специальный аппарат -- реле. В некоторых случаях выключатель и защита совмещаются в одном устройстве защиты и коммутации, например в виде плавкого предохранителя.

Однофазные замыкания па землю в сетях с изолированной или заземленной через дугогасящие реакторы нейтралью не сопровождаются возникновением больших токов (токи не превышают нескольких десятков ампер). Междуфазные напряжения при этом не изменяются и работа системы электроснабжения не нарушается. Тем не менее этот режим работы нельзя считать нормальным, так как напряжения неповрежденных фаз относительно земли возрастают и возникает опасность перехода однофазного замыкания на землю в многофазные короткие замыкания. Однако необходимости в быстром отключении поврежденного участка нет, поэтому устройства релейной защиты от замыканий на землю обычно действуют на сигнал, привлекая внимание персонала. Исключения составляют системы электроснабжения горных предприятий, где по требованию техники безопасности защиты выполняются с действием на отключение.

Иногда в эксплуатации возникают ненормальные режимы, вызванные перегрузкой оборудования или внешними короткими замыканиями, возникающими в других элементах. При этом по неповрежденному оборудованию проходят значительные токи (сверхтоки), которые приводят к преждевременному старению изоляции, износу оборудования. Сверхтоки, вызванные внешними короткими замыканиями, устраняются после отключения поврежденного элемента собственной защитой. От сверхтоков перегрузки на соответствующем оборудовании должна предусматриваться защита, действующая на сигнал. При этом оперативный персонал принимает меры к разгрузке оборудования или к его отключению. При отсутствии постоянного дежурного персонала защита должна действовать на автоматическую разгрузку или отключение.

5.2 Защита трансформаторов

В процессе эксплуатации возможны повреждения в трансформаторах и на их соединениях с коммутационными аппаратами. Могут быть также опасные ненормальные режимы работы, не связанные с повреждением трансформатора или его соединений. Возможность повреждений и ненормальных режимов предполагает необходимость установки на трансформаторах защитных устройств.

Основными видами повреждений являются многофазные и однофазные короткие замыкания в обмотках и на выводах трансформатора, а также «пожар стали» магнитопровода. Однофазные повреждения бывают двух видов: на землю и между витками обмотки (витковые замыкания). Наиболее вероятны многофазные и однофазные короткие замыкания на выводах трансформаторов и однофазные витковые замыкания в обмотках. Значительно реже возникают многофазные короткие замыкания в обмотках. Для групп однофазных трансформаторов они вообще исключены. Защита от коротких замыканий выполняется с действием на отключение поврежденного трансформатора. Для ограничения размеров разрушений ее выполняют быстродействующей.

Замыкание одной фазы на землю опасно для обмоток, присоединённых к сетям с глухозаземленными нейтралями. В этом случае защита должна отключать трансформатор и при однофазных коротких замыканиях в его обмотках на землю. В сетях с нейтралями, изолированными или заземленными через дугогасящие реакторы, защита от однофазных замыканий на землю с действием на отключение устанавливается на трансформаторе в том случае, если такая защита имеется в сети. При витковых замыканиях в замкнувшихся витках возникает значительный ток, разрушающий изоляцию и магнитопровод трансформатора, потому такие повреждения должны отключаться быстродействующей защитой. Но использовать для этого токовые, дифференциальные или дистанционные защиты не представляется возможным. В самом деле, при малом числе замкнувшихся витков ток в поврежденной фазе со стороны питания может оказаться даже меньше значения номинального тока, а напряжение на выводах трансформатора практически не изменится.

Опасным внутренним повреждением является также «пожар стали» магнитопровода, который возникает при нарушении изоляции между листами магнитопровода, что ведет к увеличению потерь на перемагничивание и вихревые токи. Потери вызывают местный нагрев стали, ведущий к дальнейшему разрушению изоляции. Защиты, основанные на использовании электрических величин, на этот вид повреждения тоже не реагируют, поэтому возникает необходимость в применении специальной защиты от витковых замыканий и от «пожара стали». Для маслонаполненных трансформаторов такой защитой является газовая, основанная на использовании явлений газообразования. Образование газа является следствием разложения масла и других изолирующих материалов под действием электрической дуги при витковых замыканиях или недопустимого нагрева при «пожаре стали». Электрическая дуга возникает и при многофазных коротких замыканиях в обмотках. Поэтому газовая защита является универсальной защитой от всех внутренних повреждений трансформатора.

Ненормальные режимы работы трансформаторов обусловлены внешними короткими замыканиями и перегрузками. В этих случаях в обмотках трансформатора появляются большие токи (сверхтоки). Особенно опасны токи, проходящие при внешних коротких замыканиях; эти токи могут значительно превышать номинальный ток трансформатора. В случае длительного прохождения тока (что может быть при коротких замыканиях на шинах или при не отключившемся повреждении на отходящем от шин присоединении) возможны интенсивный нагрев изоляции обмоток и ее повреждение. Вместе с этим при коротком замыкании понижается напряжение в сети. Поэтому на трансформаторе должна предусматриваться защита, отключающая его при появлении сверхтоков, обусловленных не отключившимся внешним коротким замыканием.

Перегрузка трансформаторов не влияет на работу системы электроснабжения в целом, так как она обычно не сопровождается снижением напряжения. Кроме того, сверхтоки перегрузки относительно невелики и их прохождение допустимо в течение некоторого времени, достаточного для того, чтобы персонал принял меры к разгрузке. Так, согласно нормам, перегрузку током I_пер = 1,6 I_т.ном можно допускать в течение t = 45 мин. В связи с этим защита трансформатора от перегрузки при наличии дежурного персонала должна выполняться с действием на сигнал. На подстанциях без дежурного персонала защита от перегрузки должна действовать на разгрузку или отключение. К ненормальным режимам работы трансформаторов относится также недопустимое понижение уровня масла, которое может произойти, например, вследствие повреждения бака.

5.2.1 Газовая защита,

Газовая защита, как указывалось выше, основана на использовании явления газообразования в баке поврежденного трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение. Основным элементом газовой защиты является газовое реле KSG, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем (рис. 12.).

Рисунок 12 - Газовое реле защиты трансформатора

Ранее выпускалось поплавковое газовое реле ПГ-22. Более совершенно реле РГЧЗ-66 с чашкообразными элементами. Элементы выполнены в виде плоскодонных алюминиевых чашек, вращающихся вместе с подвижными контактами 4 вокруг осей 3. Эти контакты замыкаются с неподвижными контактами 5 при опускании чашек. В нормальном режиме при наличии масла в кожухе реле чашки удерживаются пружинами 6 в положении, указанном на рисунке. Система отрегулирована так, что масса чашки с маслом является достаточной для преодоления силы пружины при отсутствии масла в кожухе реле. Поэтому понижение уровня масла сопровождается опусканием чашек и замыканием соответствующих контактов. Сначала опускается верхняя чашка и реле действует на сигнал. При интенсивном газообразовании возникает сильный поток масла и газов из бака в расширитель через газовое реле. На пути потока находится лопасть 7, действующая вместе с нижней чашкой на общий контакт. Лопасть поворачивается и замыкает контакт в цепи отключения трансформатора, если скорость движения масла и газов достигает определенного значения, установленного на реле. Предусмотрены три уставки срабатывания отключающего элементы по скорости потока масла: 0,6;0,9; l,2 м/с. При этом время срабатывания реле составляет t_с.р=0,05... 0,5 с. Уставка по скорости потока масла определяется мощностью и характером охлаждения трансформатора.

В нашей стране широко используется газовое реле с двумя шарообразными пластмассовыми поплавками типа BF80/Q. Реле имеет некоторые конструктивные особенности. Однако принцип действия его такой же, как и других газовых реле. Монтаж газовой защиты связан с выполнением некоторых специфических требований: для беспрепятственного прохода газов в расширитель должен быть небольшой подъем (1,0--1,5% у крышки трансформатора и 2 - 4% у маслопровода) от крышки к расширителю. Нижний конец маслопровода, входящий внутрь трансформатора, должен заделываться с внутренней поверхности крышки, а нижний конец выхлопной трубы -- вдаваться внутрь трансформатора. Контрольный кабель, используемый для соединения газового реле с панелью защиты или промежуточной сборкой зажимов, должен иметь бумажную, а не резиновую изоляцию, так как резина разрушается под действием масла. Действие газовой защиты на отключение необходимо выполнить с самоудерживанием, чтобы обеспечить отключение трансформатора в случае кратковременного замыкания или вибрации нижнего контакта газового реле, обусловленных толчками потока масла при бурном газообразовании.