Проектирование электрической тяговой подстанции постоянного тока

Содержание Введение

1. Теоретическая часть

1.1 Назначение, состав и оборудование тяговых подстанций

1.2 Структурная схема тяговой подстанции Долбина

1.3 Состав тяговой подстанции 110 кВ

2. Расчетная часть

2.1 Выбор оборудования

2.1.1 Выбор оборудования ОРУ — 110 кВ

2.1.2 Выбор оборудования РУ — 10 кВ

2.1.3 Выбор трансформаторов

2.2 Расчет уставок и параметров защит трансформаторов

2.2.1 Типы применяемых защит трансформаторов

2.2.2 Газовая защита трансформатора

2.2.3 Дифференциальная защита трансформаторов

2.2.4 Максимальная токовая защита понижающего трансформатора ТДТН-20 000/110

2.2.5 Защита от перегрузки

2.2.6 Защита включения обдува

2.3 Затраты на установку оборудования

3. Технологическая часть

3.1 Монтаж оборудования

3.2. Обслуживание оборудования тяговой подстанции

3.2 Техника безопасности Заключение Список литературы

Введение

Основными потребителями электроэнергии промышленного электрифицированного транспорта являются электровозы, на которых устанавливаются тяговые электродвигатели постоянного тока.

Тяговые подстанции для питания промышленного электрифицированного транспорта бывают преобразовательные постоянного тока, на которых устанавливаются преобразовательные агрегаты, питающие тяговую сеть, и однофазного переменного тока, на которых устанавливаются обычные понизительные трансформаторы, питающие тяговую сеть переменным однофазным током. В этом случае преобразовательные агрегаты для питания тяговых двигателей постоянного тока устанавливаются на электровозах.

Тяговые подстанции промышленных предприятий часто совмещаются с подстанциями для питания силовых потребителей карьеров или цехов предприятий. В этих случаях подстанции называются совмещенными. Питание силовых потребителей на совмещенных тяговых подстанциях производится от шин напряжением 35, 10 или 6 кВ.

Назначением тяговых подстанций постоянного тока является преобразование трехфазного переменного тока в постоянный и распределение электроэнергии постоянного тока между участками контактной сети.

Основным оборудованием тяговых подстанций постоянного тока являются преобразовательные агрегаты, быстродействующие автоматические выключатели и специальные устройства для сглаживания пульсаций выпрямленного напряжения. В качестве преобразователей применяются кремниевые агрегаты с воздушным принудительным или естественным охлаждением.

Преобразовательные агрегаты состоят из шкафов, в которых размещены кремниевые вентили: питающих трансформаторов, быстродействующего автоматического выключателя; шкафов защиты и управления; специальных устройств защиты от перенапряжений.

Для защиты преобразовательных установок от перенапряжений применяют разрядники и защитные контуры (состоящие из емкостей и сопротивлений), подключаемые к цепи выпрямленного тока и анодным цепям.

Токи к.з. в тяговых сетях напряжением 1650−3300 В мощных тяговых подстанций (с двумя и более выпрямительными агрегатами) превышают максимально допустимые отключаемые токи существующих быстродействующих выключателей. Для повышения отключающей способности быстродействующих выключателей тяговых подстанций напряжением 1650 — 3300 В в ряде случаев устанавливают на каждой тяговой линии по два последовательно соединенных быстродействующих выключателя. Однако эта мера, хотя и повышает отключающую способность выключателей линии, полностью не решает проблемы, так как токи к.з. тяговых подстанций с количеством выпрямительных агрегатов более двух достигают 50 — 70 кА при индуктивности тяговой сети 5 — 6 мГн.

Для использования быстродействующих выключателей на мощных тяговых подстанциях промышленного электрифицированного транспорта применяется схема, в которой токи к.з. в тяговой сети отключаются не быстродействующими выключателями тяговых линий, а неполяризованными быстродействующими выключателями, установленными в цепях катодов выпрямительных агрегатов. Отключение выключателя поврежденной тяговой линии осуществляется в этой схеме в бестоковую паузу, после отключения выпрямительных агрегатов, после чего происходит автоматическое повторное включение выключателей, установленных в цепях катодов выпрямительных агрегатов.

Тяговые подстанции постоянного тока промышленного транспорта состоят из РУ первичного напряжения, выпрямительных агрегатов, РУ постоянного тока, сглаживающих устройств и устройств собственных нужд.

Как правило, на тяговых подстанциях промышленного транспорта выпрямительные агрегаты имеют первичное напряжение 35 или 6 — 10 кВ. При питающем напряжении 110 кВ на подстанциях устанавливаются понижающие трансформаторы с напряжением 110/10 кВ для чисто тяговых подстанций и 110/35/6 кВ или 110/6 кВ для совмещенных подстанций. Выпрямительные агрегаты присоединяются к шинам первичного напряжения с помощью выключателей. На стороне постоянного тока принята параллельная работа выпрямительных агрегатов. При нулевой схеме выпрямления катоды всех выпрямительных агрегатов присоединяются с помощью быстродействующих выключателей к общей сборной шине «плюс», а нулевые точки тяговых трансформаторов с помощью разъединителей к сборной шине «минус». К шине «плюс» также с помощью быстродействующих выключателей подсоединяются питающие линии контактной сети, а к шине «минус» присоединяются наглухо одна или несколько отсасывающих линий.

1. Теоретическая часть

1.1 Назначение, состав и оборудование тяговых подстанций На железных дорогах России применяют системы электрической тяги: постоянного тока с напряжением в тяговой сети 3 кВ, однофазного переменного тока 50 Гц напряжением 25 кВ и 2*25кВ. Преимущества электрической тяги общеизвестны. Она позволяет увеличить пропускную способность, повысить эффективность перевозочной работы, производительность труда и общую культуру работы железнодорожного транспорта.

От системы электроснабжения электрических железных дорог получают питание не только движущиеся поезда, но и нетяговые потребители дорог, промышленные и сельскохозяйственные потребители районов, прилегающих к железной дороге.

Система электроснабжения электрифицированной железной дороги состоит из 2-х частей: внешней и тяговой.

Внешняя часть системы электроснабжения включает в себя все устройства от электростанций до линий передачи, подводящих энергию к тяговой подстанции.

Тяговая часть системы электроснабжения включает в себя все устройства от электростанций до линий передачи, подводящих энергию к тяговой подстанции. Тяговая часть системы электроснабжения включает в себя тяговую подстанцию и тяговые сети. Тяговая сеть состоит из контактной сети, рельсовых путей, питающих и отсасывающих линий.

Тяговая подстанция — это электрическая установка для преобразования электрической энергии по напряжению, роду тока или частоте, предназначенная для питания транспортных средств на электротяге через контактную сеть.

Подстанции бывают закрытыми, открытыми и комбинированными. Комбинированные имеют закрытую и открытую части. В закрытых помещениях устанавливают оборудование и аппаратуру, которые не могут обеспечить нормальную работу в условиях значительных изменений температуры, наличия осадков и загрязнения воздуха. На открытой части размещают остальное оборудование.

Тяговые подстанции различают по следующим признакам:

— По обслуживанию системы элекротяги (переменного тока 25 кВ или 2×25 кВ, постоянного тока 3,3 кВ и стыковые);

— По значению питающего напряжения: 6,10, 35, 110 или 220 кВ;

— По схеме присоединения к сети внешнего электроснабжения (опорные, промежуточные, концевые.);

— По системе управления: телеуправления и нетелеуправления;

— По способу обслуживания: без дежурного персонала, с дежурным персоналом, с дежурством на дому;

— По типу: стационарные и передвижные.

Электрические железные дороги являются потребителем электрической энергии I категории, нарушение электроснабжения которого может принести значительный ущерб народному хозяйству. Потому схемы питания тяговой подстанции от энергосистемы должны обеспечивать высокую надежность и бесперебойность электроснабжения. Для этого питающие линии секционируют выключателями, установленными на подстанции. При повреждении какого-либо участка линии выключатель отключается, а питание подстанции продолжается по неповрежденным линиям.

Схему электроснабжения тяговых подстанций выполняют таким образом, чтобы обеспечить допустимый уровень напряжения на шинах тяговых подстанций в нормальных и аварийных режимах работы питающей сети. Для этого через каждые 150−200 км при питании тяговых подстанций напряжением 110 кВ сооружаются опорные подстанции. Опорные подстанции — это подстанции, к шинам которой подключают не менее 3-х питающих линий. Между опорными подстанциями к линиям подключают промежуточные подстанции.

На части опорных тяговых подстанции и на промежуточных подстанциях понижающие трансформаторы 110 кВ подключают на стороне первичного напряжения при помощи быстродействующих отделителей, дополненных на промежуточных подстанциях короткозамыкателями. Практика эксплуатации показала недостаточно надежную работу отделителей и короткозамыкателей в районах с низкими зимними температурами и с сильным гололедом. В таких районах в ряде случаев вместо отделителей с короткозамыкателями устанавливают масляные выключатели.

Оборудование тяговых подстанций непрерывно совершенствуется. Сменилось три поколения преобразователей, осуществляющих выпрямление переменного тока в постоянный: от машинных преобразователей незначительной мощности перешли к ртутным, а затем и к полупроводниковым выпрямителям. Появились мощные быстродействующие дуговые электромагнитные включатели постоянного тока и разрядные устройства, облегчающие отключение этими выключателями токов аварийного режима к.з.

1.2 Структурная схема тяговой подстанции Долбина

В данном дипломном проекте предлагается рассмотреть модернизацию тяговой промежуточной подстанции с питающим напряжением 110 кВ.

В Белгородской дистанции электроснабжения имеется 9 тяговых подстанций постоянного тока, 8 из которых питаются от ЛЭП-110 кВ, в том числе и тяговая подстанция «Долбина». Тяговая подстанция «Долбина» находится в промежутке между подстанцией «Черемошное» и «Дубовое» (рис.1)

Рис. 1 Схема внешнего электроснабжения тяговой подстанции «Долбина»

ЛЭП — 110 кВ ЛЭП — 110 кВ Рис. 2 Схема внешнего электроснабжения тяговых подстанций 110 кВ.

Так как тяговые подстанции получают питание от двухцепной ЛЭП-110 кВ, то все транзитные подстанции включаются в рассечку каждой цепи поочередно.

На этих тяговых подстанциях осуществляется двухступенчатая трансформация, т. е. от РУ питающего напряжения (ОРУ-110 кВ) электроэнергия поступает вначале на понижающие трансформаторы, которые понижают напряжение до 35 кВ и до 10 кВ. От ОРУ-35 кВ питаются нетяговые потребители, т. е. районные потребители, находящиеся в зоне электрифицируемой линии (в пределах до 30 км в сторону от нее). От РУ-10 кВ электроэнергия поступает на тяговые трансформаторы, понижающие напряжение до 3,02 кВ. С помощью полупроводниковых выпрямителей ПВЭ-3 напряжение выпрямляется и подается в контактную сеть. (рис.3).

Рис. 3 Структурная схема тяговой подстанции 110 кВ.

В настоящее время разрастается жилой массив в районе тяговой подстанции Долбино, увеличивается количество энергоемких промышленных предприятий. Соответственно требуется увеличение подводимой мощности к этим объектам.

Т.к. тяговая подстанция Долбина была введена в эксплуатацию в 1962 г., то в настоящее время требуется замена оборудования и с учетом перспективы развития железнодорожного транспорта, увеличение мощности необходимой на тягу и на электроснабжение железнодорожных нетяговых потребителей и сторонних организаций.

В связи с этим, целесообразно произвести частичное обновление устаревшего оборудования тяговой подстанции и замену трансформатора ТДТНГ 15 000/112/38,7/10,5 на трансформатор ТДТН 20 000/112/38,7/10,5.

Учитывая данные условия, в дипломном проекте необходимо переоборудовать открытую часть подстанции 110 кВ., подобрать и заменить устаревшее оборудование РУ-10 кВ., рассчитать релейные защиты оборудования для работы в новом режиме и т. п.

1.3 Состав тяговой подстанции 110 кВ Тяговую подстанцию с первичным напряжением 110 кВ выполняем без сборных шин 110 кВ, с двумя перемычками: одной — рабочей, другой — ремонтной. Воздушная линия, от которой подстанция получает питание, проходит через территорию подстанции, где секционируется масляными выключателем, огражденным с двух сторон разъединителями. Масляный выключатель и разъединители нормально включены и образуют рабочую перемычку, которая предназначена для транзита мощности с одного участка воздушной линии на другой, т. е. для обеспечения транзита мощности с тяговой подстанции «Дубовое» на тяговую подстанцию «Черемошное». Ремонтная перемычка имеет два разъединителя без выключателя. Она предназначена для того, чтобы не прерывать транзита мощности при ревизиях и ремонте масляного выключателя рабочей перемычки, поэтому она шунтирует рабочую перемычку. Разъединители ремонтной перемычки нормально отключены и включаются только на время ревизии или ремонта масляного выключателя рабочей перемычки. Трансформаторы тока и трансформаторы напряжения устанавливаются для подключения релейной защиты линии. Линии 110 кВ присоединяют к вводам подстанции с помощью разъединителей.

На каждом вводе тяговой подстанции устанавливаем понижающие трансформаторы. Т.к. одним из способов повышения надежности системы является резервирование, то, исходя из возможности резервирования, устанавливаем два понижающих трансформатора, по одному на каждом вводе. В случае выхода из строя одного трансформатора он отключается, а вместо него включается резервный. Этот способ называется резервирование замещением и широко применяется на тяговых подстанциях.

Понижающие трансформаторы — трехобмоточные, предназначены для питания тяговой и районной нагрузки. Они имеют одну первичную, и две вторичные обмотки. Одна вторичная обмотка, соединенная в звезду — обмотка среднего напряжения (СН) — питает ОРУ-35 кВ, предназнаяенное для питания районной нагрузки. Другая вторичная обмотка, соединенная в треугольник — обмотка низкого напряжения (НН) — питает РУ-10 кВ, предназначенное для питания тяговых и не тяговых потребителей.

В цепи каждого понижающего трансформатора установлены разъединитель и масляный выключатель. В типовых схемах в цепи понижающего трансформатора установлены отделитель и короткозамыкатель, но они имеют следующие недостатки:

- При недостаточной смазке, а также в зимнее время работа отделителей недостаточно надежна.

- Параметр потока отказов больше, чем у масляных выключателей.

- Имеют слабое усилие пружин, что сказывается на надежности работы.

- У коротокозамыкателей часты случаи поломки винипластовых вставок изоляционных тяг, а также случаи отскакивания ножа при ударе его об упор губок. Заводом — изготовителем рекомендовано при ремонтах короткозамыкателей производить замену винипластовых вставок.

Поэтому отделители и короткозамыкатели в цепи понижающих трансформаторов заменяем на масляные выключатели типа ВМТ-110 — маломасляный выключатель, подстанционный, с камерным гашением дуги. Привода масляных выключателей — ППрК-1400 — привод электромагнитный. На масляном выключателе устанавливаем трансформаторы тока — ТВТ — 110 трансформаторы тока.

Для контроля напряжения и для подключения релейной защиты устанавливаем трансформаторы напряжения типа НКФ-110 — трансформаторы напряжения каскадные, фарфоровые.

Разрядники РВС-110 разрядник вентильный, станционный — предназначены для защиты изоляции оборудования подстанции от коммутационных и атмосферных перенапряжений.

Для создания видимого разрыва при отключении какой-нибудь части распределительного устройства устанавливаем разъединители РДЗ-110 разъединитель двухколонковый с заземляющими ножами, и РДЗ-2−110 — разъединитель двухколонковый с двумя заземляющими ножами. Привода разъединителей ПР-90 — ручные.

Для безопасности обслуживания разъединители оборудуем электромагнитной и механической блокировками.

На тяговой подстанции «Долбино» с питающим напряжением

110 кВ распределительное устройство 10 кВ предназначено для питания нетяговых потребителей. РУ-10 кВ выполнено в виде комплектного распределительного устройства наружной установки (КРУН-10кВ) КРУН-10кВ получает питание от вторичной обмотки понижающего трансформатора ТМ-35/1000 по двум вводам. Напряжение 10 кВ поступает на сборные шины 10 кВ через масляный выключатель ВМП-10, огражденный с двух сторон пальцевыми контактами, выполняющими роль разъединителей. Сборные шины секционированы выключателем. Схемы ячеек типовые.

От сборных шин 10 кВ питаются 4 нетяговых потребителя: ФПЭ Белгород, фидер №№ 1,2 «Спиртзавод», фидер №№ 1,2 РП — 10,

ФПЭ К. Лопань. Напряжение от сборных шин через масляный выключатель, трансформаторы тока поступает к потребителям по кабелю.

Для контроля напряжения на шинах 10 кВ имеются ячейки трансформаторов напряжения. Распределительное устройство смонтировано из комплектных камер одностороннего обслуживания с маслянным выключателем, ВМП-10, расположенным на выкатной тележке. Для безопасного обслуживания и локализации аварий корпус разделен металлическими перегородками и автоматически закрывающимися металлическими шторками. Масляные выключатели расположены на выкатных тележках. Перемещение тележки из одного положения в другое осуществляется при помощи рычажного механизма, управляемого съемной рукояткой. Такие распределительные устройства обладают существенными преимуществами: высокой надежностью, безопасностью обслуживания, взаимозаменяемостью, компактностью. Поэтому, чтобы сохранить преимущества распредустройства, уменьшить объем строительно-монтажных работ и не изменять месторасположение существующего распредустройства, в дипломном проекте при модернизации РУ-10 кВ предлагается использовать установленные ранее ячейки КРУН — 10 кВ, с заменой маслянных выключателей ВМГ-10 на вакуумные выключатели ВВ/TEL-10 и добавить 4 ячейки для питания ТСН и преобразовательных агрегатов. Замена маслянных выключателей на вакуумные вызвана тем, что масляные выключатели ВМГ-10 морально и физически устарели, поэтому с экономической точки зрения целесообразно произвести их замену при данной реконструкции подстанции.

Полученное (модернизированное) распредустройство будет состоять из следующих элементов:

Напряжение 10 кВ поступает со вторичной обмотки низкого напряжения понижающего трансформатора 110/35/10, соединенной в треугольник, через вакуумный выключатель типа BB/TEL-10, огражденный пальцевыми контактами, через трансформаторы тока типа ТПЛ-10 на сборные шины 10 кВ, которые состоят из двух секций, секционированных вакуумным выключателем типа BB/TEL-10.

От сборных шин 10 кВ через вакуумные выключатели типа BB/TEL-10, огражденные пальцевыми контактами, через трансформаторы тока типа ТПЛ-10 напряжение поступает к нетяговым потребителям: ФПЭ Белгород, фидер №№ 1,2 «Спиртзавод», фидер №№ 1,2 РП — 10, ФПЭ К. Лопань. Все выводы ячеек — кабельные.

Питание трансформаторов внутренних нужд производится аналогично фидерам нетяговых потребителей: напряжение 10 кВ от сборных шин 10 кВ через вакуумные выключатели типа ВB/TEL-10, огражденные пальцевыми контактами, через трансформаторы тока типа ТПЛ-10 кабелем поступает на первичную обмотку ТСН.

Питание преобразовательных агрегатов ПВЭ-5 осуществляется следующим образом: напряжение от сборных шин 10 кВ через вакуумный выключатель ВB/TEL-10, огражденный пальцевыми контактами, через трансформаторы тока по шинному мосту поступает на первичную обмотку тягового трансформатора, понижается до 3,02 кВ и со вторичной обмотки тягового трансформатора, схема соединения которой «две обратные звезды с уравнительным реактором», поступает на преобразователь ПВЭ-5.

Установленные в КРУН-10 кВ вакуумные выключатели типа ВB/TEL-10 — вакуумный выключатель, подвесной — предназначенный для включения и отключения под нагрузкой.

Трансформаторы тока типа ТПЛ-10 — трансформатор тока проходной с литой изоляцией — предназначены для подключения релейной защиты.

Трансформаторы напряжения типа НТМИ-10 — трансформатор напряжения трехфазный, с масляным охлаждением, с обмоткой для контроля изоляции сети — предназначены для контроля напряжения на сборных шинах 10 кВ.

Для безопасности обслуживания ячейки КРУН-10 кВ оборудуем заземляющими ножами и механической блокировкой.

2. Расчетная часть

2.1 Выбор оборудования

2.1.1 Выбор оборудования ОРУ — 110 кВ Для выбора оборудования находим ток короткого замыкания, ударный ток.

Рис. 5 Расчетная схема для определения тока к.з. на стороне 110 кВ.

Сопротивление до точки к. з

X=V²_ср/S_к.з.max.

т.к. S_к.з.max=3500 МВ, А (по заданию), то

X=115² / · 3500 = 3,78 Ом.

I_k=U_ном/ 3 · x=115 000/ 3, 78 = 17,6 кА;[6]

i_y = 2,55 · I_k=2,55 · 17,6=44,88 кА;[5]

Выбор масляных выключателей производим по следующим характеристикам:

На ОРУ-110 устанавливаем ВМТ-110

— По номинальному напряжению:

U_н? U_р.

U_н=110 кВ — номинальное напряжение[3]

U_р=110 кВ — рабочее напряжение[3]

— По номинальному длительному току:

I_н? I_pmax[5]

I_н=1250 А — номинальный ток ВМТ-110[3]

I_pmax=K_пр · S_тп / v3 · U_н = 1,3 · 20 000 / v3 · 115=130,7 А[5]

K_пр = 1,3 — коэффициент перспективы развития потребителей.

S_тп = 20 000 кВ· А — мощность подстанции.

I_pmax — максимальный рабочий ток ВМТ-110.

— По номинальному току отключения выключателя: I_н.откл? I_к

I_н.откл =25 кА;[3]

I_к=17,6 кА;

— По электродинамической стойкости:

I_пр.с? I_к;

I_пр.с=25 кА — эффективное значение периодической составляющей предельного сквозного тока к.з.

I_к = 17,6 кА;

i_пр.с? i_к

i_пр.с = 65 кАамплитудное значение предельного сквозного тока к. з

i_к = 44,88 кА — ударный ток к.з.

5. По термической стойкости: I²_T · t_T? B_k

I_T =25 кА — предельный ток термической стойкости.

t_T=3 с — время прохождения тока термической стойкости

B_k= I²_к· (t_откл.+ Т_а), где

B_k — тепловой импульс тока к.з.

t_откл= t_ср+ t_рз+ t_св, где[5]

t_ср=0,1 с — собственное время срабатывания защиты

t_рз=2 с — время выдержки срабатывания реле

t_св=0,055 с — собственное время отключения ВМТ-110 с приводом.

B_k= 17,6² · (0,1+2+0,055+0,02)=668 кА² · с;

I²_T · t_T=20²· 3=1200 кА²· с Выбранный масляный выключатель — ВМТ-110 соответствует всем характеристикам условий выбора.

Выбор разъединителей производим по следующим характеристикам:

Устанавливаем на ОРУ-110 кВ разъединители РДЗ-2−110/1000, РНДЗ-110/1000

— По номинальному напряжению: U_н? U_р[5]

U_н=110 кВ;[3]

U_р=110 кВ;

— По номинальному длительному току: I_н? I_pmax[5]

I_н=1000 А

I_pmax=130,7 А

— По электродинамической стойкости: i_пр.с? i_y

i_пр.с=80 кА;

i_y=44,8 кА;

— По термической стойкости: I²_T · t_T? B_k

B_k=668 кА² · с

I_T=31 кА — предельный ток термической стойкости

I²_T · t_T=31²· 3=2883 кА²· с;

Выбранные разъединители РНДЗ-110/1000, РДЗ-2−110/1000 соответствуют всем характеристикам.

На масляных выключателях ВМТ-110 устанавливаем трансформаторы тока ТВТ-110/600/5.

Выбор трансформаторов тока проводим по следующим характеристикам:

ТВТ-110−600/5.

Для подключения релейной защиты используем отпайку 200/5.

— По номинальному напряжению: U_н? U_р[5]

U_н=110 кВ;

U_р=110 кВ;

— По номинальному длительному току: I_1н? I_pmax

I_1н =200 А;

I_pmax=130,7 А;

По электродинамической и термической стойкости встроенные трансформаторы тока не проверяются.

— По нагрузке вторичных цепей: Z_2н? Z₂

Z_2н=1,2 Ом (класс точности 10) — номинальная допустимая нагрузка вторичной обмотки трансформаторов тока ТВТ-110.

Z₂= Z_пр+ Z_конт+? Z_приб., где

Z₂ — вторичная нагрузка расчетная;

Z_конт =0,1 Ом — сопротивление переходных контактов;

Z_пр=с· l_расч./q_пр., где с=1,75· 10^-8 Ом· м — удельное сопротивление медных проводов;

l_расч=75 м — длина проводов для ОРУ-110 кВ;

q_пр=2,5 · 10^-6 м² — сечение медных проводов

Z_пр=1,75· 10^-8·75/2,5 · 10^-6 =0,52 Ом — сопротивление проводов;

? Z_приб=0,5 Омсопротивление приборов, присоединенных к вторичной обмотке трансформаторов тока ТВТ-110

Z₂=0,52+0,1+0,5=1,12 Ом;

Выбор проводов для вводов ОРУ-110 кВ, ремонтной и рабочей перемычек производим по следующим характеристикам:

А-300 — провод алюминиевый сечением 300 мм²

— По длительно допустимому току: I_доп? I_pmax[5]

I_доп=680 А;

I_pmax=130,7 А;[3]

— По термической стойкости: q? q_min= vB_k· 10⁶/C

q = 300 мм² выбранное сечение провода А-300;

q_min=v688· 10⁶/88 = 293,7 мм²

С=88 — коэффициент.

— По условию отсутствия коронирования: 0,9 Е₀?1,07Е Е₀=30,3· m·(1+0,299/r_пр^½), где Е₀ — максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при котором возникает разряд в виде короны.

m=0,82 — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности многопроволочных проводов.

r_пр=1,12 — радиус провода А-300

0,9 Е₀=0,9· (30,3·0,82·(1+0,299/1,12^0,5)=28,68 кВ/см;

Е=0,354· U/r_пр.· l_q· D_ср/ r_пр, где Е-напряженность электрического поля около поверхности провода

V-линейное напряжение;

D_ср =1,26· D — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз;

D = 3 м — расстояние между проводами разных фаз;

D_ср =1,26· 3=378 см;

1,07Е=1,07· 0,354·110/1,12· l_q· 378/1,12=14,72 кВ/см;

Алюминиевый провод А-300 соответствует всем характеристикам условий выбора. Для крепления проводов применяем гирлянды из 8 подвесных изоляторов Пф-70.

2.1.2 Выбор оборудования РУ-10 кВ Для выбора оборудования находим ток короткого замыкания, ударный ток короткого замыкания.

Рис. 6 Расчетные схемы для определения тока короткого замыкания при коротком замыкании на шинах 10 кВ.

X = U_ср² / S_кз max =115² / 3500 = 0,029 — сопротивление до места короткого замыкания[6]

Определяем сопротивление обмоток трансформатора

U_K1 = 0,5(U_K I-II + U_K I-III — U_K II-III) = 0,5(17+10,5−6) = 10,75%

U_K2 = 0,5(U_K I-III + U_K II-III — U_K I-III) = 0,5(17+6−10,5) = 6,25%

U_K3 = 0,5(U_K II-III + U_K I-III — U_K I-II) = 0,5(10,5+6−17) = -0,25% 0

U_K1, U_K2, U_K3 — напряжение короткого замыкания обмоток трансформатора Х_*б1 = (U_K1 / 100) (S_б / S_н.тр) = (10,75/100)(100/20) = 0,53, где

S_б = 100 мВА — базовая мощность;

S_н.тр = 20 000 кВА — мощность понижающего трансформатора

Х_*б2 = (U_K2 / 100) (S_б / S_н.тр) = (6,25/100)(100/20) = 0,31]

Х_*б3 = (U_K3 / 100) (S_б / S_н.тр) = 0

Х_*б3 = Х_* + Х_*1 + Х_*3 = 0,029 + 0,53 + 0 = 0,0559 ;

результирующее сопротивление до точки короткого замыкания при коротком замыкании на шинах 10 кВ [рис. 6, в]

I_б = S_б / U_ср

I_б = 100 / (10,5) = 5,5 кА

I_к = I_б / Х_*4 = 5,5 /0,559 = 9,84 кА — ток короткого замыкания при коротком замыкании на шинах 10 кВ[5]

i_у = 2,55 I_к = 2,55 9,84 = 25,1 кА — ударный ток короткого замыкания В РУ-10 кВ в ячейках КРУН-10 кВ установлены вакуумные выключатели ВВ/TEL-10/1000, ВВ/TEL-10/630. Выбор и проверку вакуумных выключателей производят по следующим характеристикам:

ВВ/TEL-10/1000

— По номинальному напряжению:

U_н U_р

U_н = 10 кВ — номинальное напряжение;

U_р = 10 кВ — рабочее напряжение КРУН-10 кВ

— По номинальному длительному току:

I_н I_р max

I_н = 1000 А — номинальный ток выключателя ВВ/TEL 10/110

I_р max = (К_рнS_н.тр)/(U_н2) = (0,520 000)/(11) = 525,5 А, где

К_рн = 0,5 — коэффициент распределения нагрузки на шинах вторичного напряжения

— По номинальному периодическому току отключения:

I_н.откл I_к

I_н.откл = 20 кА

I_к = 9,84 кА

— По электродинамической стойкости:

— по предельному периодическому току короткого замыкания:

I_пр.с I_к

I_пр.с = 20 кА — эффективное значение периодической составляющей предельного сквозного тока короткого замыкания

I_к = 9,84 кА

— по ударному току:

i_пр.с i_у

i_пр.с = 52 кА — амплитудное значение предельного сквозного тока короткого замыкания

i_у = 25,1 кА

— По термической стойкости:

I_т² t_т B_к

B_к = I_к² (t_откл + Т_а), где

t_откл = t_ср+t_рз+t_св = 2+0,1+0,1=2,2 с — время отключения тока, Т_а = 0,01 с — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания.

B_к = 9,84² 2,21 = 213,98 кА²с

I_т² t_т = 2О² 4 = 1600 кА²с Вакуумные выключатели ВВ/TEL-10/1000, установленные в ячейках КРУН-10 кВ соответствуют всем характеристикам.

Вакуумный выключатель ВВ/TEL-10/630

— По номинальному напряжению: UН? UР

UН = 10 кВ

UР = 10 кВ.

— По номинальному длительному току: IН? IРmax

IН = 630 A

IРmax = 525.5 A.

— По номинальному периодическому току отключения: IНоткл? IК

IНоткл = 12,5 кА

IК = 9,84 кА

— По электродинамической стойкости:

* по предельному периодическому току к.з.: IПР. С? IК

IПР.С = 32 кА

IК = 9,84 кА

* по ударному току: iПР. С? iу

iПР.С = 52 кА

iу = 25,1 кА

— По термической стойкости: I²Т · t_T? BК

BК = 213,98 кА²с

I²Т t_T = 1600 кА²с.

Вакуумные выключатели ВВ/TEL-10/630, установленные в ячейках КРУН-10 кВ соответствуют всем характеристикам.

Выбор и проверку трансформаторов тока ТПЛ-10 производим по следующим характеристикам:

ТПЛ-10.

— По номинальному напряжению: UН? UР

UН = 10 кВ

UР = 10 кВ.

— По номинальному длительному току: I1Н? IРmax

I1Н = 1000 A

IРmax = 525 A.

— По электродинамической стойкости: v2· I1Н · К_д? iу

v2· I1Н · К_д = v2· 1000 · 160 = 226,27 кА К_д = 160 — кратность электродинамической стойкости [3]

iу = 25,1 кА.

— По термической стойкости: (I1Н · К_Т) ² · t_T? BК

BК = I²_к · (t_откл + Т_а) = 9,84² · 2,25 = 217,8 кА²с К_Т = 65 — кратность темической стойкости

t_Т = 1 с — время термичекой стойкости

(I1Н · К_Т) ² · t_T = (1· 65) ² · 1 = 4225 кА.

— По нагрузке вторичных цепей: Z_2H? Z₂

Z_2H =1,2 (класс точности 3)

Z_2H=Z_пр+УZ_приб+Z_конт,

Z_2H= (1,75· 10^-8·6/2,5·10⁶) + (0,02+0,1+0,1+0,1) + 0,1 = 0,46 Ом, где с = 1,75· 10^-8·Ом·м — удельное сопротивление медных проводов,

l_pacr = 6 м

g = 2,5 · 10^-6 м — сечение медных проводов

2.1.3 Выбор трансформаторов Трансформатор представляет собой электромагнитный аппарат переменного тока, предназначенный для преобразования эл. энергии одного напряжения в электрическую энергию другого напряжения. В основу работы трансформатора положен закон электромагнитной индукции. [4]

Трансформатор, имеющий на стержне магнитоотвода две обмотки: обмотку высокого напряжения (ВН), обмотку низкого напряжения (НН), называют двухобмоточными. Мощные силовые трансформаторы выполняют трехобмоточными. Они имеют три обмотки: обмотку высокого напряжения (ВН), обмотку среднего (СН) и обмотку низкого напряжения (НН).

Понижающие трансформаторы служат для передачи электрической энергии на расстояние и для распределения ее между потребителями. Они отличаются относительно большой мощностью и высоким напряжением.

Понижающие трансформаторы изготавливают на определенные стандартные мощности. В 1985 году введена в действие шкала мощностей трансформаторов, согласно которой номинальные мощности трехфазных трансформаторов должны соответствовать определенному ряду. Первенцем отечественного трансформаторостроения является Московский электрозавод.

Число и мощность понижающих трансформаторов следует выбирать исходя из технико-экономических расчетов и нормативных требований по резервированию, согласно которым, на тяговых подстанциях следует предусматривать по два понижающих трансформатора. Мощность их целесообразно принять такой, чтобы при отключении одного из них электроснабжение обеспечивалось оставшимся в работе трансформатором.

В данной дипломной работе необходимо выбрать трехобмоточный понижающий трансформатор 110/35/10. Мощность понижающего трансформатора транзитной тяговой подстанции определяем из условий аварийного режима:

SH.TP? Sмах/Кав· (n-1), где [5]

Sмах — суммарная максимальная нагрузка первичной обмотки понижающего трансформатора,

Кав=1,4 — коэффициент допустимой перегрузки трансформатора по отношению к его номинальной мощности в аварийном режиме,

n — количество трансформаторов.

Sмах = Sмах Т + Sмах35, где [5]

Sмах Т — мощность потребителей, присоединенных к шинам тягового электроснабжения, кВ· А,

Sмах 35 — максимальная полная мощность всех районных потребителей, питающихся от обмотки СН (35кВ).

SмахТ = SТ + Sмах10 + SТСН, где [5]

SТ — мощность, расходуемая на тягу, кВ· А

Sмах10 — мощность нетяговых потребителей, питающихся от обмотки НН (10 кВ), кВ· А

SТСН — номинальная мощность трансформатора собственных нужд, кВ· А Т. к нами выбран тяговый трансформатор ТМПУ-16 000/10, номинальная мощность которого SН =11 400 кВ· А, то мощность, расходуемая на тягу поездов будет равна SТ = 11 400.

На тяговой подстанции с питающим напряжением 35 кВ установлен трансформатор собственных нужд, который имеет следующие характеристики:

Тип — ТМ-320/35,

Номинальная мощность — 320 кВ· А, Номинальное напряжение первичной обмотки — 35 кВ, Номинальное напряжение вторичной обмотки — 0,23 кВ.

Для того, чтобы не изменять схему питания фидеров СЦБ-6кВ, необходимо заменить трансформатор собственных нужд на трансформатор с таким же напряжением обмотки НН (0,23 кВ), с напряжением обмотки ВН — 10 кВ, т.к. ТСН будет подключен к сборным шинам тягового электроснабжения, с мощностью SН, которая будет больше, чем SН =320 кВ· А, т.к. при изменении схемы питания тяговой подстанции появятся дополнительные потребители нагрузки собственных нужд:

Таблица 2.1 — Потребители нагрузки собственных нужд

Выбираем трансформатор собственных нужд по [3]

Тип — ТМ-400/10

Номинальная мощность — SТСН =400 кВ· А, Номинальное напряжение первичной обмотки — 10 кВ, Номинальное напряжение вторичной обмотки — 0,23 кВ.

На тяговой подстанции «Белгород» с питающим напряжением 35 кВ питание нетяговых потребителей осуществляется напряжением 10 кВ, которое преобразуется из напряжения 35 кВ с помощью трансформатора ТМ-1000/35.

Максимальную мощность нетяговых потребителей, питающихся от обмотки НН понижающего трансформатора, определяем по формуле:

Sмах10= (1+(Рпост + Рпер)/ 100), где [5]

n = 4 — количество нетяговых потребителей,

Рпост = 2% - постоянные потери в стали трансформатора;

Рпер = 10% - переменные потери в сетях и трансформаторах;

— максимальное значение нагрузки, кВт;

— сумма реактивных мощностей всех потребителей в час максимума суммарной нагрузки, кВар.

Таблица 2.2 — Почасовой расход электроэнергии по фидерам 10 кВ

На основании почасового расхода электроэнергии по фидерам 10 кВ (таблица 2.2) строим графики суммарной нагрузки (рис. 7,8).

Максимальное значение суммарной нагрузки = 800 кВт приходится на 8 часов. Сумма реактивных мощностей нетяговых мощностей

10 кВ в 8 часов = 300 кВар.

Sмах10 = (1+(2 + 10)/ 100)=956,93 кВ· А.

Максимальная полная мощность всех районных потребителей, питающихся от обмотки СН (35 кВ) понижающего трансформатора:

Sмах35= (1+(Рпост + Рпер)/ 100), где [5]

n = 2 — количество нетяговых потребителей,

Рпост = 2% - постоянные потери в стали трансформатора;

Рпер = 10% - переменные потери в сетях и трансформаторах;

— максимальное значение нагрузки, кВт;

— сумма реактивных мощностей всех потребителей в час максимума суммарной нагрузки, кВар.

Таблица 2.3 — Почасовой расход электроэнергии по фидерам 35 кВ

По данным почасового расхода электроэнергии по фидерам районных потребителей 35 кВ строим графики суммарной нагрузки (рис. 9,10).

Максимальное значение суммарной нагрузки фидеров районных потребителей 35 кВ = 9660 кВт приходится на 18 часов. Сумма реактивных мощностей районных потребителей в 18 часов = 3570 кВар.

Sмах35= (1+(2 + 10)/ 100)=11 534,4 93 кВ· А

SмахТ = SТ + Sмах10 + SТСН = 11 400 +956,93 +400 = 12 756,93 кВ· А

Sмах = SмахТ + Sмах35 = 12 756,93 +11 534,4 = 24 291,33 кВ· А

SH.TP? Smax/Кав· (n-1), SH. TP = 24 291,33/ 1,4· (2−1) = 17 350,95 кВ· А.

Т.к. в перспективе возможно подключение к обмотке НН (10кВ) других нетяговых потребителей, и к обмотке СН (35 кВ) — других районных потребителей, а также обмотка СН может использоваться в качестве резервного питания ТЭЦ (по линии 35 кВ), то выбираем понижающий трансформатор типа ТДТН-20 000/110-Б, который имеет следующие технические данные:

Тип — ТДТН-20 000/110-Б;

Число фаз 3;

Номинальная частота — 50 Гц;

Номинальное напряжение обмоток трансформатора:

ВН-115 кВ, СН-38,5 кВ, НН-11 кВ;

Номинальный ток обмоток трансформатора:

ВН-100,5 А, СН-300 А, НН-1050 А;

Номинальная мощность обмоток трансформатора:

при включенном дутье — ВН-20 000 кВ· А, СН-20 000 кВ· А, НН-20 000 кВ· А;

при отключенном дутье — ВН-10 000 кВ· А, СН-10 000 кВ· А, НН-10 000кВ· А;

Напряжение к.з.: Вн-СН-17%, ВН-НН-10,5%, СН-НН-6%;

Регулирование напряжения под нагрузкой: на стороне ВН в диапазоне ±8×2% от номинального значения обмотки ВН.

Трансформатор силовой трехфазный, трехобмоточный с естественной циркуляцией масла и принудительным дутьевым охлаждением, с регулированием напряжения под нагрузкой предназначен для стационарной установки на открытом воздухе на высоте не более 1000 м над уровнем моря при естественном изменении температуры окружающего воздуха от -40°С до + 40 °C.

Выбор тягового трансформатора Тяговые трансформаторы предназначены для питания преобразовательных агрегатов. Основным отличием тяговых трансформаторов является схема соединения обмоток, размещение и крепление их на сердечниках, а некоторые еще наличием уравнительного реактора.

Эти трансформаторы имеют масляное охлаждение. Вентильные обмотки выполняют из параллельно соединенных дисковых катушек, которые прессуются специальными сегментами или прессующими кольцами. Вентильную обмотку размещают снаружи по отношению к сетевой обмотке. Такая компоновка, несмотря на некоторое увеличение расхода меди, обеспечивает высокую электродинамическую прочность и является более технологичной. [1]

На тяговой подстанции «Белгород» с питающим напряжением 35 кВ установлены два преобразовательных агрегата ПВЭ-3 (полупроводниковой выпрямитель для электрифицированных железных дорог), с каждым из которых работают два соединенных параллельно тяговых трансформатора ТМРУ-6200/35 — трансформаторы масляные, для питания ртутных выпрямителей, с уравнительным реактором, номинальной мощностью 3700 кВ· А каждый, на напряжение сетевой обмотки 35 кВ. Но т.к. в дипломном проекте при модернизации оборудования тяговой подстанции, питание сетевой обмотки тягового трансформатора будет осуществляться от сборных шин 10 кВ, то необходима замена тягового трансформатора, который будет работать с преобразовательным агрегатом ПВЭ-3.

Паспортные данные ПВЭ-3, необходимые для расчета мощности тягового трансформатора:

Мощность — 9900 кВт.

Номинальное выпрямленное напряжение — 3.3 кВ.

Максимальное выпрямленное напряжение — 4кВ.

Номинальный выпрямленный ток — 3000 А.

Длительно допустимый выпрямленный ток — 4500 кА.

Схема выпрямления — «две обратные звезды с уравнительным реактором».

Допустимые перегрузки ПВЭ-3:

25% от номинального значения — 1 раз в 2 часа в течении 15 мин.

50% от номинально значения — 1 раз в 1 час в течении 2 мин.

100% от номинального значения — 1 раз в 2 мин в течении 10 с.

Т.к. действующее значение выпрямленного тока подстанции не задано, то расчет мощности тягового трансформатора производим по суточному графику нагрузки тяговой подстанции «Белгород», построенному на основании почасового расхода электроэнергии на тягу поездов на 11.06.01.

Таблица 2.4 — Почасовой расход электроэнергии 11.06.2001 г.

SH.TP? ST/N — мощность тягового трансформатора, к· ВА [5]

ST = (1+(Рпост + Рпер)/ 100), где

Рпост = 2% - постоянные потери в стали трансформатора;

Рпер = 10% - переменные потери в сетях и трансформаторах;

— максимальное значение нагрузки, кВт;

— значение реактивной нагрузки в час максимума суммарной нагрузки, кВар.

Максимальное значение активной нагрузки приходится на 9 часов Р=2800 кВт. В это время значение реактивной нагрузки Q=1120 Вар.

ST = (1+(2 + 10)/ 100)=3388 кВ· А.

N — кол-во преобразовательных агрегатов. На тяговой подстанции установлены два преобразовательных агрегата ПВЭ-3, следовательно, N=2.

SH.TP =3377/2=1688,5 кВ· А.

Выбор тягового трансформатора производим по [3], исходя из следующих данных:

- Номинальная мощность тягового трансформатора должна быть больше SH. TP =1688,5 кВ· А.

- Номинальное напряжение преобразователя ПВЭ-3 UdH=3,3 кВ.

- Номинальный ток преобразователя ПВЭ-3 IdH=3000 А.

- Номинальное напряжение вентильной обмотки тягового трансформатора U2=3,02 кВ.

- Номинальное напряжение сетевой обмотки — U1=10 кВ.

- Схема соединения вентильной обмотки — «две обратные звезды с уравнительным реактором».

Исходя из этих данных с учетом перспективы развития ж/д транспорта выбираем два тяговых трансформатора ТМПУ-16 000/10 ЖУ-1, каждый из которых будет работать с преобразовательным агрегатом ПВЭ-3.

ТМПУ-16 000/10 ЖУ-1 — трансформатор масляный, для полупроводниковых выпрямителей, с уравнительным реактором, мощностью 16 000 кВ· А, на на номинальное напряжение сетевой обмотки 10 кВ· А, для ж/д транспорта, для умеренного климата.

Эл. хар-ки тяг. трансформатора ТМПУ-16 000/10 ЖУ-1.

- Ном. U сетевой обмотки U1=10 кВ.

- Ном. U вентильной обмотки U2=3,02 кВ.

- Ном. ток преобразователя IdH=3000 А.

- Ном. U преобразователя UdH=3,3 кВ.

- Схема соединения первичной обмотки — «звезда».

- Схема соединения вторичной обмотки — «две обратные звезды с уравнительным реактором».

- Номинальная мощность тягового трансформатора SH =11 400 кВ· А.

Номинальная мощность SH =11 400 кВ· А меньше баковой мощности Sб =16 000 кВ· А, потому что в баке тр-ра ТМПУ 16 000/10, кроме сетевой и вентильной обмотки, размещен уравнительный реактор типа КРОМ-500 — катушка реактивная однофазная масляная.

2.2 Расчет уставок и параметров защит трансформаторов Опыт эксплуатации показал, что трансформаторы достаточно надежное оборудование и при правильной эксплуатации случаи выхода их из работы сравнительно редки. Являясь основным видом оборудования п/ст. от исправности которого зависит электроснабжение потребителей, трансформаторы должны иметь защиты, исключающие или уменьшающие развитие аварии при возникновении повреждений и ненормальных режимов.

К основным повреждениям трансформаторов относятся: двухфазные и трехфазные короткие замыкания в обмотках и на их наружных выводах; замыкания между витками одной фазы (витковые замыкания); однофазные замыкания на землю обмоток или их наружных выводов.

К ненормальным режимам работы трансформатора относят: протекание по его обмоткам токов выше номинальных при перегрузках и внешних коротких замыканиях (короткие замыкания на шинах низшего напряжения и отходящих от них линий), что приводит к повышению температуры обмоток и масла; понижение номинального уровня масла и др. [6]

Релейной защитой называется устройство состоящее из одного или нескольких реле, реагирующих на ненормальные режимы работы. Защита воздействует на выключатели и они отключают те элементы цепи, которые опасно оставлять в работе. Она также сигнализирует о начале ненормального режима работы (о перегрузке, утечке масла из трансформатора и т. п.).

Релейная защита должна обладать селективностью, быстродействием, чувствительностью и надежностью в работе. Селективность заключается в том, что при срабатывании релейной защиты отключается только поврежденный участок, а неповрежденные элементы остаются в работе, быстродействие необходимо, так как при снижении времени отключения поврежденного элемента уменьшаются размеры его разрушения при коротком замыкании и повышается устойчивость работы системы. Чувствительность — это способность реагировать на все виды повреждений и ненормальных режимов в самом начале их возникновения. Надежность — не должно быть случаев неправильного действия и отказов релейной защиты при ненормальных режимах работы [1]

Релейную защиту выполняют с помощью реле-приборов, способных реагировать на изменение определенного параметра, характеризующего режим работы установки. Различают реле прямого и косвенного действия. Вторые имеют небольшие размеры и на привод выключателя воздействуют через вспомогательную цепь.

Расчет релейной защиты заключается в определении типа защиты, первичного тока срабатывания, тока уставки срабатывания реле, времени срабатывания защиты.

Величина тока (напряжения), при котором начинает срабатывать и замыкать или размыкать свои контакты то или иное реле, называют током (напряжением) срабатывания реле.

Величина параметра, на которую настроено и при которой должно срабатывать реле, называют уставкой срабатывания реле. Величина тока (напряжения), при которой реле начинает возвращаться в исходное состояние, называется током (напряжением) возврата реле. Отношение тока возврата реле к току срабатывания реле называется коэффициентом возврата реле. [6]

2.2.1 Типы применяемых защит трансформаторов Для выбранного силового трехобмоточного трансформатора ТДТН-20 000/110 выбираем следующие типы релейных защит:

1 Дифференциальная защита от всех видов повреждений как внутри трансформатора, так и на его выводах.

2 Газовая защита от повреждений внутри трансформатора.

3 Максимальная токовая защита на сторонах ВН, СН и НН от сверхтоков, обусловленных внешними короткими замыканиями.

4 Токовая защита от перегрузки трансформатора.

5 Защита включения обдува трансформатора.

2.2.2 Газовая защита трансформатора Применяется для защиты трансформаторов от внутренних повреждений. Ее действие основано на принципе реагирования на скорость выделения газов из изоляционных материалов или масла, появляющихся при нагреве деталей или дуговых процессов внутри трансформатора. Трансформатор соединяется с маслорасширительным бачком трубопроводом. При возникновении внутри трансформатора дуги вокруг нее начинается бурное газовыделение, давление в баке повышается, и поток масла вместе с газовыми пузырями устремляется через трубопровод в маслорасширитель. На этот поток масла и газов реагирует газовое реле, которое врезано в трубопровод, соеденяющий бак трансформатора с маслорасширителем.

Газовую защиту понижающего трансформатора ТДТН-20 000/110 выполняем с помощью газового реле РГЧЗ-66, которое представляет собой герметически закрытый корпус, наполненный маслом, внутри которого находятся сигнальный и отключающий элементы, выполненные в виде чашек. При нормальной работе трансформатора газовое реле полностью заполнено маслом, верхняя (сигнальный элемент) и нижняя (отключающий элемент) чашки удерживаются в верхнем положении. Контакты обоих элементов разомкнуты. При нарушении нормального режима работы трансформатора образование газов происходит с различной интенсивностью: бурно — при междуфазных коротких замыканиях, витковых замыканиях на корпус и медленно при разложении дерева и изоляции при их перегреве. Если выделение газов происходит с малой интенсивностью, то они, проходя из бака трансформатора в трубопровод, скапливаются в верхней части газового реле, вытесняя масло. Когда уровень масла в газовом реле станет ниже дна чашки сигнального элемента, чашка, наполненная маслом, опускается под действием силы тяжести, поворачиваясь вокруг своей оси, замыкает свои контакты и создает цепь предупредительной сигнализации.