Содержание
Схема РУ-110 (220) кВ
Однолинейные схемы РУ-110 (220) кВ концевых (тупиковых), ответвительных (отпаечных) и проходных, включаемых в рассечку
ЛЭП-110 (220) кВ, подстанций представлены на рис. 1 и 2.
Однолинейная схема РУ-110 (220 кВ) опорной тяговой подстанции приведена на рис. 2. Такая схема применяется для тяговых подстанций как переменного, так и постоянного тока. Она имеет много принципиально общего со схемой РУ-27,5 кВ, РУ-110 (220) кВ выполняется с одинарной секционированной выключателем Q6 типа МКП-1 10М (У-110) со встроенными трансформаторами тока ТА6 типа ТВ-110 и шинными разъединителями QSn и QSls типа РНДЗ-1-110 с приводами типа ПР-90-У1. Аналогичное оборудование установлено на вводах распределительного устройства и на присоединениях понижающих трансформаторов Г, и Т2 за исключением линейных разъединителей QS6 — QSM типа РНДЗ-2-110. К обходной системе шин вводы и трансформаторы Г, и Т2 подключаются обходными разъединителями QS2 — QSs. Подстанция имеет четыре ввода (второй и третий на схеме не показаны), нечетные вводы 1 и 3 присоединяются к первой секции шин, четыре 2 и 4 — к второй. Каждый ввод подключен к секции через линейный разъединитель (QSb, QS9), выключатель (Qv Q) со встроенными трансформаторами тока (ТА1, ТА) и шинный разъединитель (QSU.QS). Трансформаторы Т1 и Т2 со встроенными трансформаторами тока ТА1 и ТА2 типа ТВТ-110 (на схеме показано по одному комплекту, в действительности — два или три комплекта трансформаторов тока) присоединяются к секциям шин через разъединители QS1 и QSW, выключатели- Qz, Qs со встроенными трансформаторами тока ТАГ ТА1 и шинные разъединители QSl2, QSI6. Обходной выключатель Q3 может быть подключен к любой секции шин разъединителем QSi3 или QSU, а к обходной системе — разъединителем QSg. Он используется вместо выводимых в ремонт выключателей вводов и трансформаторов без вывода последних из работы. Например, для ввода в ремонт выключателя Q2 трансформатора Г, включают разъединители Qu и Qu, затем обходной выключатель Q3.
С первой секции напряжение подается на обходную систему шин, чем проверяется ее изоляция. Вольтметр, подключенный к трансформатору напряжения Т V3, информирует персонал о появлении напряжения на обходной системе шин. При отсутствии пробоя изоляции выключатель Q3 остается включенным. После этого можно включать обходной разъединитель Qv трансформатор Т1 будет получать питание по двум цепям — основной и обходной. Выключатель Q2 отключают, затем отключают разъединители QSn и QSl2, включают их заземляющие ножи в сторону выводимого в ремонт выключателя QY Питание трансформатора Г, осуществляется через выключатель 23 и разъединители QSs, QSy.
Рис. 1. Схема РУ-110 кВ опорной тяговой подстанции
После ремонта выключатель Q, вводят в работу в обратном порядке: отключают заземляющие «ножи и включают разъединители QSl2, QS7 и выключатель Q2, отключают выключатель QJ и разъединители QSy QSr QS,y
К каждой секции сборных шин подключены трансформаторы напряжения TF, и разрядники FV, через разъединитель gS|9, TV2 и FV2 через разъединитель QSja.
Трансформаторы напряжения типа НКФ-110 служат для подключения измерительных приборов и релейных защит.
Разрядники типа РВС-110 применяются для защиты изоляции РУ-110 кВ от коммутационных и атмосферных перенапряжений.
Трехобмоточные трансформаторы Т1 и Т2, подключенные соответственно к первой и второй секциям РУ-110 кВ понижают напряжение до 27,5 кВ для питания электротяги переменным током или до 10 кВ для подключения преобразовательных агрегатов, которые питают тягу постоянным током. Третья обмотка трансформатора используется для питания районных потребителей напряжением 35 кВ на тяговых подстанциях постоянного и переменного тока или 10 кВ на тяговых подстанциях переменного тока. Нейтрали обмоток 110 кВ трансформаторов заземляются однополюсными разъединителями РНД-35 или двумя разрядниками, соединенными последовательно, типа РВС-35 и РВС-15, если возникает необходимость такого режима работы в питающей энергосистеме.
Схема главных электрических соединений РУ-110 (220) кВ проходной тяговой подстанции переменного тока системы 2 х 25 кВ приведена на рис.
2. Между вводами W, и W2 подстанции расположены три перемычки: ремонтная с отключенными разъединителями QS, и QS2 и трансформаторами тока ТА,\ рабочая с выключателем £?,, встроенными в него трансформаторами тока ТА2 и разъединителями QSs и
Рис. 2, Схема РУ-110 кВ проходной тяговой подстанции системы 2×25 кВ
При этом он может работать параллельно с каждым из двух или заменять Т1 или Т3, с этой целью предусмотрено три варианта подключения Т2 к резервной перемычке через разъединители.
Питание шин РУ-10 (35) кВ может осуществляться как от трех трансформаторов Т2 подключается к резервной перемычке через QSl3 на напряжение фаз С А) при соединении вторичных обмоток в «треугольник», так и от любых двух трансформаторов при соединении их обмоток в «открытый треугольник».
Заземления переносные для РУ 220 кВ ЗПП – 220 ЭНЗА(25мм)
производство средства защиты от поражения тока
пн-пт, с 09:00 до 18:00
enza2012@yandex.
ru
WhatsApp
Viber
Вход
Регистрация
Ваша корзина пуста
Сравнение
Главная \ ЗАЗЕМЛЕНИЕ ПЕРЕНОСНЫЕ \ ЗАЗЕМЛЕНИЯ ПЕРЕНОСНЫЕ ДЛЯ РУ \ 220 кВ \ Заземления переносные для РУ 220 кВ ЗПП – 220 (50мм) ЭПЗ
15 900 Р
Купить в один клик
Добавить к сравнению
| Производитель: | Россия |
|---|---|
| ВЫБРАТЬ СЕЧЕНИЕ ПРОВОДА ЗПП-220 | ЗПП-220(25мм)ЗПП-220(35мм)ЗПП-220(50мм)ЗПП-220(70мм)ЗПП-220(95мм) |
- Описание
- Параметры
- Модификации
Предназначено для защиты работающих на отключенных участках оборудования распределительных устройств от поражении электрическим током в случае ошибочной подачи напряжения на этот участок или появления на нем наведенного напряжения.
Допустимый диапазон рабочих температур от -45°С до +45°С.
Относительная влажность воздуха до 80% при 20°С.
Рабочее напряжение эл. установки, кВ 110
Длина заземляющего спуска, м не менее 10
Длина провода между фазами, м, не менее 7
Длина штанг с зажимами, мм 2350
Габаритные размеры (в упаковке) мм: 1700 x 150 x 50
Масса, кг, от 7,5
ЗПП-220 ЭНЗА выпускается также с сечением провода 16мм, 25мм, 35мм, 50 мм, 70 мм, 95 мм, 120 мм.150мм
в прозрачной пластиковой оболочке с изолирующим заземляющим спуском, Крепление провода к зажимам осуществляется посредством луженых медных наконечников или гильз. Для исключения излома провода он дополнительно укреплен защитной полиэтиленовой трубкой.
Токи термической стойкости для переносных заземлений из медного провода
Максимально допустимое значение установившегося тока, кА, для провода сечением, мм²
|
Длительность протекания тока, секунд 3,0 |
16мм² |
25 мм² |
35 мм² |
50 мм² |
70 мм² |
95 мм² |
120 мм² |
|
кА. |
2,3 |
3,6 |
5,1 |
7,2 |
10,1 |
13,7 |
17,3 |
Токи электродинамической стойкости для переносных заземлений из медного провода
Максимально допустимое значение установившегося тока, кА, для провода сечением, мм²
|
Максимально допустимое значение токов электро динамической стойкости, кА |
16мм² |
25 мм² |
35 мм² |
50 мм² |
70 мм² |
95 мм² |
120 мм² |
|
кА. |
14,0 |
22,0 |
3,1 |
44,25 |
61,75 |
84 |
106 |
| ВЫБРАТЬ СЕЧЕНИЕ ПРОВОДА ЗПП-220 | ЗПП-220(50мм) |
|---|
Заземления переносные для РУ 220 кВ ЗПП – 220 (25мм) ЭПЗ
9 500 Р
Заземления переносные для РУ 220 кВ ЗПП – 220 (25мм) ЭНЗА
9 500 Р
Заземления переносные для РУ 220 кВ ЗПП – 220 (35мм) ЭПЗ
12 250 Р
Заземления переносные для РУ 220 кВ ЗПП – 220 (70мм) ЭПЗ
21 300 Р
Заземления переносные для РУ 220 кВ ЗПП – 220 (95мм) ЭПЗ
27 100 Р
220 кВ
ООО ТД ЭНЗА
производство средства защиты от поражения тока
Вы можете заказать
Мы свяжемся с Вами в течении 15 минут
Обратный звонок
Карта сайта
Copyright © 2022 — 2023
Подключение к маркетплейсам – megagroup.
ru
Этот сайт использует cookie-файлы и другие технологии для улучшения его работы. Продолжая работу с сайтом, Вы разрешаете использование cookie-файлов. Вы всегда можете отключить файлы cookie в настройках Вашего браузера.
Хорошо
Alstom Grid открывает модернизированную подстанцию 220 кВ для Нурекской ГЭС в Таджикистане
Поиск
Alstom Grid вводит в эксплуатацию модернизированную подстанцию 220 кВ для Нурекской ГЭС в Таджикистане
Alstom Grid сегодня торжественно открыла модернизированную элегазовую подстанцию 220 кВ на Нурекской ГЭС в присутствии Президента Таджикистана Эмомали Рахмона, Министра энергетики и промышленности Шерали Гуля, Аслиддина Назарова, Председателя Барки Точик, Национальная энергетическая компания Таджикистана и представители посольств Франции и Германии в Таджикистане.
Подстанция заменяет подстанцию 220 кВ с воздушной изоляцией после сложного проекта модернизации стоимостью 22 млн. Эта высокостратегическая подстанция с воздушной изоляцией 220 кВ обеспечивает электроэнергией 80% потребителей Таджикистана.
Нурекская ГЭС является крупнейшей гидроэлектростанцией в Центральной Азии с установленной генерирующей мощностью 3 гигаватт (ГВт) и производит более 75% электроэнергии Таджикистана. В его функции входит выработка электроэнергии, частотное регулирование сетей Центральной Азии и орошение для стран нижнего течения, таких как Узбекистан и Туркменистан. Проект модернизации подстанции с воздушной изоляцией 220 кВ является первым этапом программы Нурекской ГЭС, управляемой Alstom Grid.
Alstom Grid и Барки Точик подписали контракт на Нурекскую ГЭС в 2010 и 2011 годах на модернизацию подстанции с воздушной изоляцией 220 кВ и подстанции с воздушной изоляцией 500 кВ соответственно. Это первый проект в Центральной Азии, в котором используется технология элегазовой подстанции 220 кВ и 500 кВ. В ходе модернизации 220 кВ компания Alstom заменила подстанцию с воздушной изоляцией на подстанцию с элегазовой изоляцией, которая заняла 5 % площади. Проект был очень сложным из-за стратегической важности подстанции для сети Таджикистана, близости токоведущих частей подстанции и скалистых условий на площадке[1].
Марек Стек, президент Alstom в Центральной Азии, сказал: Открытие модернизированной подстанции является новой вехой в длительном и взаимовыгодном сотрудничестве между Alstom Grid и Барки Точик. Проекты по модернизации элегазовых подстанций 220 кВ и 500 кВ Нурекской ГЭС необходимы для обеспечения безопасного и надежного электроснабжения в Таджикистане. В Alstom мы рады предложить наши самые современные технологии и решения для поддержки экономического развития страны.
Второй этап проекта Нурекской ГЭС будет включать модернизацию подстанции 500 кВ с воздушной изоляцией. В этом проекте «под ключ» Alstom Grid заменит существующую подстанцию 500 кВ с воздушной изоляцией на подстанцию 500 кВ с элегазовой изоляцией. В настоящее время на площадке ведутся строительные работы и осуществляется доставка оборудования в Таджикистан. Ввод в эксплуатацию подстанции 500 кВ запланирован на декабрь 2014 года.
[1] Таджикистан обладает огромным гидроэнергетическим потенциалом.
Разработано менее 10% гидроэнергетических ресурсов страны, ресурсов, которые могут производить 40 ГВт энергии. Максимально эффективное использование этих ресурсов будет иметь решающее значение для удовлетворения растущих потребностей в электроэнергии стран Центральной и Южной Азии, а также для обеспечения устойчивого экономического роста.
Горы, относящиеся к высочайшим хребтам Средней Азии, такие как Тянь-Шань и Памир, занимают 93 процента территории Таджикистана. Почти половина территории страны находится на высоте более 3000 м над уровнем моря.
Контакты Alstom Press
Натали Буротт (Alstom Grid) Тел. +33 1 49 01 62 17
Екатерина Доброгорская (Россия и СНГ) Тел. + 7 916 982 4517
Екатерина [email protected]
Ваше путешествие с Alstom продолжается здесь
- Я
- Пассажир
- Клиент
- СМИ
- Инвестор
- Талант
- Поставщик
Содержимое1. Введение 2. Методология и результаты 3. Выводы Библиографические ссылки
1. Введение Практически все электрические сети неоднородны из-за несоответствия реактивного и фактического сопротивлений на участках сети. По сравнению с однородными электрическими сетями, где отношение Xij / Rij = const, при несоответствии между естественным и экономическим током выдачи мощности, в неоднородных сетях возникают дополнительные потери мощности [1]. Условно можно считать, что в неравномерно-ячеистой сети протекает уравнительный ток с соответствующей уравнительной мощностью, что обусловлено неоднородностью сети и, следовательно, приводит к дополнительным потерям реальной мощности [2]. Уменьшение влияния неоднородности предполагает уменьшение неоднородности параметров сети или достижение баланса уравнивающих мощностей [3]. Одним из способов снижения влияния неоднородности является отключение цепи, по которой протекает уравнительный ток. Отключение сетевой цепи является наиболее распространенной мерой, которую компании применяют на практике для снижения потерь за счет уменьшения влияния неоднородности электрической сети. Вопрос здесь состоит в том, чтобы определить точку отключения сети, где реальные потери мощности будут минимальными. Что касается неоднородных электрических сетей, то здесь точка раздела экономического тока (режим минимальных потерь активной мощности) не совпадает с точкой раздела естественного тока [4]. 2. Методология и результаты Для исследования были выбраны типовые существующие неоднородные двухсторонние электрические сети 110 и 220 кВ, принадлежащие сетевой компании с разным напряжением на головных участках. Расчеты мощности на участках производились по данным, полученным в результате плановых измерений, проведенных в зимний и летний периоды 2015 и 2016 гг. Перетоки мощности на участках рассчитывались в соответствии с уравнительной мощностью по формулам (2) и (3). ) и зарядной емкости [2]. Затем, следуя общепризнанной методике, основанной на Первый закон Кирхгофа , мы идентифицировали потоки мощности на остальных сегментах. Проведен аналогичный расчет мощности на головных сегментах, но без учета показателей сопротивления выводов в зависимости от марки, т.е. по формулам (5) и (6). Результаты относительных отклонений полученных цифр представлены в процентах в таблице ниже. Из информации, обобщенной в таблице, можно сделать вывод о возможности значительных отклонений результатов, связанных с предположением об однородности неоднородной электрической сети. Из-за такого допущения велика вероятность неправильного определения точки разделения экономического потока. Аналогичным образом в данной работе определялась экономическая точка разделения тока для летнего и зимнего периодов в исследуемых электрических сетях. В данной электрической сети точка разделения экономичного тока на летний и зимний периоды оказалась одинаковой. Для 2015 и 2016 гг. точки деления экономических токов не совпадали. Следовательно, для эффективного энергосбережения необходим постоянный анализ его местоположения. Есть и другие авторы, подчеркивающие важность постоянного анализа режимов в неоднородных сетях 10 кВ [7]. Эффективность таких мероприятий подтверждается наличием современных приборов, дающих достаточно точные результаты, автоматизированной измерительной аппаратуры на подстанциях, телемеханики, использованием АИИС КУЭ (автоматизированная информационно-измерительная система учета электроэнергии, система коммерческого учета электроэнергии). ). Таблица. Относительные отклонения от реальных цифр показателей мощности в головных сегментах. 3. ВыводыПолученные результаты показывают, что исключение сопротивления в сегментах сети при расчете мощности в неоднородной электрической сети может привести к значительным отклонениям как реальной, так и реактивной мощностей. Таким образом, при расчете режимов в неоднородных электрических сетях необходимо учитывать как действительные, так и реактивные сопротивления на участках сети. Библиографические ссылкиЛыкин А.В. (2013). Энергосбережение и энергоэффективность в электрических сетях. Новосибирск, Новосибирский государственный технический университет. Герасименко А.А. & Федин В.Т. (2008). Передача и распределение элеткричексой энергии. Эд. 2-я, Ростов н/Д.: Феникс. Железко Ю.С. (2009). Потери электроэнергии. Реактивная сила. Качество электроэнергии: рекомендации по практическим расчетам. Москва: ЭНАС. от Метки: Комментарии |
38 (Nº 52) Año 2017
Полученные цифры впоследствии сравнивались с фактическими данными о мощности, полученными в результате плановых ежегодных наблюдений одной из сетевых компаний. По полученным результатам можно сделать вывод, что при расчете мощности в электрической сети без учета сопротивления возможны значительные отклонения показателей как активной, так и реактивной мощности. Поэтому при определении экономичной точки разделения тока в неоднородных сетях необходимо учитывать реальное и реактивное сопротивления на участках. 
Las cifras obtenidas se compararon posteriormente con los datos reales de potencia proporcionados a través de observaciones anuales planificadas por una de las empresas de la red. De acuerdo кон-лос-результадос obtenidos, podemos deducir дие аль исчисления ла potencia ан ла красный eléctrica грех тенер en cuenta ла сопротивления, podría provocar desviaciones значительные де лас cifras en potencia реально у реактива. Por lo tanto, al identificar el punto de división de corriente económica en redes no uniformes, es necesario tener en cuenta la Resistance Real y Reactiva en los segmentos. 
Поэтому задача становится весьма хлопотной. На практике чаще всего такая точка выбирается случайным образом, что приводит к значительным потерям активной мощности. Для более эффективной передачи электрической энергии необходимо регулярно анализировать потоки мощности в этих сетях для выявления наиболее оптимальных точек разделения тока [5]. 
По формуле (1) определяли точку разделения естественного тока, а также вычисляли реальные потери мощности во всей сети по формуле (4). Как только мы получили значения мощности на головных сегментах, их сравнили с фактическими значениями мощности, полученными во время плановых измерений. Результаты относительных отклонений реальной (δP) и реактивной (δQ) мощностей одной из исследуемых электрических сетей представлены в таблице ниже. 
Добавить комментарий