Aviatreid.ru

Прокат металла "Авиатрейд"
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Энергетики «Пермэнерго» повысили надежность работы оборудования подстанции «Победа» в Ильинском городском округе

Энергетики «Пермэнерго» повысили надежность работы оборудования подстанции «Победа» в Ильинском городском округе

Специалисты филиала «Россети Урал» — «Пермэнерго» выполнили мероприятия по повышению надежности работы оборудования подстанции 35/10 кВ «Победа».

Энергетики провели капитальный ремонт двух силовых трансформаторов, мощностью 2,5 МВА каждый. Также были отремонтированы три масляных выключателя и шесть разъединителей 35 кВ, а также восемь масляных выключателей 10 кВ.

Комплекс реализованных технических мероприятий выполнен в рамках подготовки электросетевого комплекса Пермского края к прохождению осенне-зимнего максимума нагрузок.

На повышение надежности работы оборудования указанного энергообъекта направлено более 2 млн рублей.

Подстанция 35/10 кВ «Победа» обеспечивает электроснабжение сел Сретенское, Дмитриевское, поселка Октябрьский, деревень Егорово, Ерши, Лукошки, Плотники и еще 23 населенных пунктов Сретенского поселения Ильинского округа, в которых проживает более 3 тысяч человек.

Похожие новости

© 2014-2021 ОАО «МРСК Урала»

620026, г. Екатеринбург, ул. Мамина-Сибиряка, 140

список разделов Личный кабинет Войдите в личный кабинет

Согласие на обработку персональных данных

В соответствии с требованиями Федерального Закона от 27.07.2006 №152-ФЗ «О персональных данных» принимаю решение о предоставлении моих персональных данных и даю согласие на их обработку свободно, своей волей и в своем интересе.

Наименование и адрес оператора, получающего согласие субъекта на обработку его персональных данных:

ОАО «МРСК Урала», 620026, г. Екатеринбург, ул. Мамина-Сибиряка, 140 Телефон: 8-800-2200-220.

Цель обработки персональных данных:

Обеспечение выполнения уставной деятельности «МРСК Урала».

Перечень персональных данных, на обработку которых дается согласие субъекта персональных данных:

  • — фамилия, имя, отчество;
  • — место работы и должность;
  • — электронная почта;
  • — адрес;
  • — номер контактного телефона.

Перечень действий с персональными данными, на совершение которых дается согласие:

Любое действие (операция) или совокупность действий (операций) с персональными данными, включая сбор, запись, систематизацию, накопление, хранение, уточнение (обновление, изменение), извлечение, использование, передачу, обезличивание, блокирование, удаление, уничтожение.

Персональные данные в ОАО «МРСК Урала» могут обрабатываться как на бумажных носителях, так и в электронном виде только в информационной системе персональных данных ОАО «МРСК Урала» согласно требованиям Положения о порядке обработки персональных данных контрагентов в ОАО «МРСК Урала», с которым я ознакомлен(а).

Согласие на обработку персональных данных вступает в силу со дня передачи мною в ОАО «МРСК Урала» моих персональных данных.

Согласие на обработку персональных данных может быть отозвано мной в письменной форме. В случае отзыва согласия на обработку персональных данных.

ОАО «МРСК Урала» вправе продолжить обработку персональных данных при наличии оснований, предусмотренных в п. 2-11 ч. 1 ст. 6 Федерального Закона от 27.07.2006 №152-ФЗ «О персональных данных».

Срок хранения моих персональных данных – 5 лет.

В случае отсутствия согласия субъекта персональных данных на обработку и хранение своих персональных данных ОАО «МРСК Урала» не имеет возможности принятия к рассмотрению заявлений (заявок).

Повышение надежности работы масляных выключателей

Объем выключателей 6–10 кВ
Загрузить

2. По линиям электропередачи:

  • защита проводов и грозотросов в поддерживающих зажимах и соединителях установкой защитных спиральных протекторов и многочастотных гасителей вибрации;
  • установка сезонно-охлаждающих устройств (СОУ) для остановки процессов пучения;
  • перестановка на новые фундаменты опор ВЛ, фундаменты которых подвержены разрушению, размывам и теряющие несущую способность;
  • применение на ВЛ 0,4–10 кВ самонесущих изолированных проводов;
  • замена деревянных опор ВЛ 0,4–10 кВ на железобетонные.

Одним из ключевых элементов, влияющих на надежность работы ВЛ в тяжелых условиях эксплуатации (сверхнизкие температуры, изморозевые отложения, вибрация, пляска, ветровые нагрузки), является линейная арматура. Для повышения надежности ВЛ 35–110 кВ ОАО «Тюмень­энерго», начиная с 1999 года, выполняет работы по усилению проводов и тросов путем установки на них спиральных протекторов типа ПЗС (производства ЗАО «Электросетьстройпроект»). С момента разработки в 2002 г. ЗАО «Электросетьстройпроект» многочастотных гасителей вибрации типа ГВ, начато опытное применение гасителей вибрации типа ГВ, подтвердившее высокую степень защищенности проводов и грозотросов от вибрации и безотказность в работе самих гасителей вибрации. На основании полученных опытных данных, начиная с 2008 г. на всех объектах ОАО «Тюмень­энерго» полностью запрещено использование двухчастотных гасителей типа ГВН, ГПГ, ГПС в связи с их низкой эффективностью и недостаточной эксплуатационной надежностью.

Распределительные сети напряжением 0,4–10 кВ в ОАО «Тюмень­энерго» имеют протяженность 20 225 км по трассе. Протяженность по трассе ВЛ до 10 кВ, установленных на деревянных опорах, составляет 13 287 км или 65 % от общей. Важным фактором повышения надежности электроснабжения потребителей является применение в распределительных сетях на ВЛ до 10 кВ железобетонных опор. Применение железобетонных опор сокращает затраты на техническое обслуживание ВЛ. При этом увеличивается срок службы ВЛ до 40 лет по сравнению с ВЛ на деревянных опорах, срок службы которых 25 лет.

Читайте так же:
Что значит секционный выключатель

Количество установленных комплектов спиральной арматуры
Загрузить

При реконструкции ВЛ 0,4–10 кВ, а также ремонтах участков ВЛ в объемы работ обязательно включается замена деревянных опор на железобетонные.

При реконструкции и строительстве ВЛ 0,4–10 кВ в жилых и промышленных зонах населенных пунктов успешно применяются самонесущие изолированные провода.

Применение самонесущих изолированных проводов позволяет повысить надежность ВЛ за счет уменьшения количества отключений из-за коротких замыканий. В населенных пунктах снижается опасность поражения населения электрическим током, а также снижаются коммерческие потери за счет исключения несанкционированных подключений к электросети.

Линии электропередачи подвержены воздействию разрядов молний, которые при попадании в ВЛ вызывают перенапряжения как на ВЛ, так и в прилегающей сети. Количество отключений ВЛ 110 кВ по причине грозовых перенапряжений от общего их количества ежегодно составляет 55–60 %. В прошедшем году продолжены работы по повышению грозоупорности ВЛ 110 кВ путем установки ОПН на двух ВЛ 110 кВ.

Кроме того, существуют коммутационные перенапряжения. Коммутационные перенапряжения образуются при резком изменении структуры и параметров сети из-за заряда и перезаряда ее емкостей в процессе перехода системы от одного состояния к другому из-за коммутаций (плановых и аварийных) в сети.

Коммутационные перенапряжения возникают при:

  • плановых включениях и отключениях ненагруженных линий, ненагруженных трансформаторов и автотрансформаторов и компенсирующих реакторов;
  • аварийных разрывах электропередачи в процессе ликвидации короткого замыкания или асинхронного хода;
  • работе автоматики включения резерва (АВР);
  • включении или отключении разъединителями участ­ков холостых шин ОРУ, ЗРУ.

Протяженность
ВЛ 0,4–10 кВ
по материалам опор

Протяженность
ВЛ 0,4–10 кВ

С применением
традиционных
проводов

С применением СИП

Динамика изменения протяженности самонесущих изолированных проводов за 2007–2009 гг., км

Внедрение новых технологий и динамика развития Общества

С целью принятия оперативных мер и во исполнения Приказа ОАО РАО «ЕЭС России» от 19.01.2007 г. № 18 по повышению надежности электроснабжения потребителей энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов в 2007 г. силами ОАО «Тюмень­энерго» выполнена установка и ввод в работу комплектов БСК мощностью 2х2,5 МВар и УШР мощностью 25 МВар (батарей статических компенсаторов и управляемых шунтирующих реакторов) на ПП 110 кВ «Таврическая» (Когалымские ЭС), ПС 110 кВ «Вандмтор» (Энергокомплекс), ПС 110 кВ «Новогодняя» (Ноябрьские ЭС).

В 2008 году подобные работы по установке БСК и УШР выполнены на ПС «Бахиловская» (Нижневартовские ЭС). В 2009 году введены в работу устройства компенсации реактивной мощности (БСК и УШР) на ПП 110 кВ «Восточный» (Когалымский энергорайон).

Установка и ввод в работу УШР (1*75 МВар), БСК (1*50 МВар) обеспечивает качественное и надежное электроснабжение потребителей на месторождениях ОАО «РН-Юганскнефтегаз» (м/р Киняминское, Средне-Угутское, Широковское), ОАО «Славнефть» (м/р Ачимовское, Чистинное).

Ввод в работу указанных устройств компенсации реактивной мощности позволил повысить уровни напряжений на 5–7 % в энергорайонах, улучшил управляемость режимом энергосистемы по напряжению, что особенно повышает надежность прохождения периода максимума нагрузки.

В 2009 году были продолжены работы по проекту «Повышение грозоупорности ВЛ с установкой ОПН (линейных разрядников) с искровым промежутком». ОПН с искровым промежутком были установлены на ВЛ 110 кВ «Холмогорская – Пуль-Яха» и ВЛ 110 кВ «Лас-Еганская – Прогресс». Результаты анализа прохождения грозового сезона 2009 г. подтвердили эффективность выполненных мероприятий. На указанных ВЛ удалось практически полностью исключить двухцепные отключения ВЛ при грозовых перенапряжениях, а количество одноцепных отключений снизить в 2–4 раза.

Повышенная вибрация и пляска проводов и грозотросов, характерная для районов Северных ЭС приводит к преждевременному их старению и повреждению. Для усиления проводов и грозотросов с 2002 г. в Северных ЭС применяется защитная спиральная арматура и многочастотные гасители вибра­ции (разработанные ЗАО «Электросетьстройпроект», г. Мос­ква), что значительно снизило количество повреждений и явилось эффективной мерой по борьбе с вибрацией проводов и грозотросов. Этот положительный опыт распространяется и на другие филиалы. За 2009 год в филиалах ОАО «Тюмень­энерго» был установлен 5 841 комплект спиральной арматуры с многочастотными гасителями вибрации. Для определения эффективности и получения опыта по борьбе с пляской проводов и грозотросов в Северных ЭС в 2009 г. на ВЛ 110 кВ ЯГП-6 – ЯГТЭС отпайка на ПС ЯГП-2, начаты работы по оснащению датчиками, фиксирующими начало процесса пляски и снимающими сопутствующую процессу пляски информацию, с последующей передачей ее по каналам GSM на пункт сбора. По результатам прохождения зимнего сезона 2009–2010 гг., с учетом собранной информации, будут сделаны выводы об эффективности гасителей пляски типа ГПС и целесообразности дальнейшего продолжения работ по их применению или совершенствованию.

Читайте так же:
Разветвитель прикуривателя с выключателем без провода

Опыт эксплуатации реклоузеров в электрических сетях ОАО «Тюмень­энерго» говорит о целесообразности их применения, которое выражается в:

  • повышении надежности электроснабжения потребителей;
  • снижении недоотпуска электроэнергии.

Особенно эффективно применение реклоузеров на ВЛ большой протяженности, имеющих участки, на которых затруднен осмотр и отыскивание мест повреждения. Секционирование ВЛ при этом позволяет существенно снизить затраты и время на отыскивание мест повреждения и сохранить электроснабжение потребителей, питающихся от неповрежденного участка ВЛ. На основании накопленного опыта эксплуатации реклоузеров, имеющего только положительные оценки, в 2009 г. установлено 9 шт. реклоузеров в распределительных сетях 10 кВ ОАО «Тюмень­энерго». Работа по установке реклоузеров будет продолжена и в 2010 г.

Выполнение программ повышения надежности работы энергосистемы (электроснабжения потребителей)

В ОАО «Тюмень­энерго» большое внимание уделяется преодолению старения основных фондов элект­рических сетей и электросетевого оборудования за счет увеличения масштабов работ по их реконструкции и техническому перевооружению. Все работы по техническому перевооружению и реконструкции выполняются с применением современного оборудования и новых технологий.

Наиболее значимые работы на объектах ОАО «Тюменьэнерго», выполненные в 2009 г. для обеспечения надежного электроснабжения городов, населенных пунктов и промышленных потребителей

По оборудованию подстанций

По линиям электропередачи

Замена устаревшего парка масляных выключателей
на современные элегазовые, вакуумные

Усиление фундаментов опор крестовыми сваями

Замена фарфоровой опорно-стержневой изоляции
разъединителей 110 кВ на полимерную и фарфоровую

Перестановка опор на поверхностный фундамент

Замена маслонаполненных вводов на оборудовании
110 кВ на вводы с твердой изоляцией

Ремонт поврежденных фундаментов опор

Применение ячеек 6–10 кВ
с вакуумными выключателями

Установка комплектов спиральной арматуры
и многочастотных гасителей вибрации

Аварийный очаг, узкое место

Мероприятия по устранению в 2010 г.

Линии электропередачи 35–110 кВ

Разрушение стоек
ж/б опор

Замена дефектных стоек ж/б опор – 11 шт.

Морозное пучение фундаментов опор

Перестановка опор на новый фундамент – 93 шт.
Усиление фундаментов опор – 90 шт.

Износ грозотроса по причине множественных ударов молний, пляски и виброизноса

Замена грозотроса – 51,9 км

Установка спиральной арматуры – 1 188 комплектов

Дефект соединения проводов в шлейфах

Установка спиральной арматуры в шлейфах –
431 комплект

Изменение русла реки, подмывание берега
и фундаментов переходных опор ВЛ

Масляное хозяйство Манцурова

—> – Специалистов такого уровня, как Александр Васильевич, не только хорошо знающих оборудование, но и умеющих оперативно принимать нужные решения и брать на себя ответственность, не так уж и много, – говорит начальник ремонтно-ревизионного участка дистанции Иван Топоров. – За его плечами огромный опыт, который и является надёжной гарантией высокого качества выполняемых работ. Много лет возглавляет бригаду масляного хозяйства. Что касается производственного процесса, то чётко организует и руководит работами по содержанию маслонаполненного оборудования тяговых и трансформаторных подстанций, постов секционирования и пунктов обогрева вагонов в исправном состоянии. Своевременно выявляет причины преждевременного его износа, принимает необходимые меры по их устранению.

Трудовой стаж у старшего электромеханика насчитывает в общей сложности 44 года. Но на железную дорогу он пришёл не сразу. После школы работал на хлебоприёмном предприятии в селе Чёрный Отрог. Заочно окончил техникум Министерства заготовок РСФСР и получил специальность техника-электрика, служил в армии, а по возвращении устроился электромонтёром на одно из предприятий энергосетей.

– К тому времени мне исполнилось 25 лет. Естественно, что в таком возрасте хочется каких-то перемен, узнать что-то новое, проверить свои силы в разных делах. Казалась, что именно на железной дороге найду тот самый эффект новизны, которого мне не хватало, – вспоминает наш собеседник. – Немаловажную роль сыграл и отец, который работал эсцебистом. Он тоже говорил, чтобы переходил на «железку». А тут как раз завершилась электрификация участка Орск – Оренбург. Сюда требовались специалисты, на тот момент здесь было много нового оборудования. Это как раз было то, что нужно. Устраивала и оплата труда. Вот так 36 лет назад и оказался в Оренбургской дистанции электроснабжения.

Взяли молодого человека электромехаником по обслуживанию и ремонту высоковольтных линий, питающих устройства СЦБ. Затем Александра перевели в ремонтно-ревизионный участок электромехаником по маслонаполненной аппаратуре, а в 1990-м назначили бригадиром масляного хозяйства. Конечно, на железной дороге своя специфика, поэтому ему пришлось садиться за книги и изучать соответствующую техническую литературу. Но эта работа ему нравилась, и Манцуров быстро освоился в новой для себя роли.

Читайте так же:
Характеристики срабатывания дифференциальных автоматических выключателей

В должности бригадира масляного хозяйства он отработал 31 год. Сейчас коллектив у него небольшой – всего два человека. Вместе с электромехаником Михаилом Змитраком обслуживает оборудование на тяговых подстанциях станций Оренбург, Чебеньки, Саракташ и Дубиновка. Железнодорожники своевременно выполняют график планово-предупредительного, капитального и текущего ремонтов маслонаполненного оборудования. В нынешнем году произвели капитальный и текущий ремонт масляных выключателей 27,5 кВ на тяговых подстанциях Дубиновка, Оренбург, Саракташ. Кроме этого бригада выполнила внеочередной капитальный ремонт масляного выключателя В1-220 кВ,
ВС-220 кВ на тяговой подстанции Саракташ, капитальные ремонты оборудования 110 кВ. Ведётся постоянная работа по повышению надёжности масляных и вакуумных выключателей на КРУН – СЦБ на тяговых подстанциях Саракташ, Дубиновка, Оренбург, Чебеньки.

– Моя главная задача – обеспечить бесперебойную работу оборудования, а значит, беспрепятственно пропускать поезда, не нарушая график перевозочного процесса, – подчёркивает наш собеседник.

Поэтому отказов в работе маслонаполненного оборудования по вине бригады не допускается. Обладая солидным практическим опытом, хорошо зная особенности и специфику работы, особое внимание Александр Васильевич уделяет практическому обучению молодых работников, оказывает содействие по адаптации стажёров в трудовом коллективе. Несмотря на загруженность, находит время и для новаторской деятельности и технического творчества. Постоянно внедряет рационализаторские предложения, направленные на повышение надёжности устройств и снижение трудозатрат. Многие из них дают неплохой экономический эффект.

Многолетний и добросовестный труд Александра Манцурова отмечен почётной грамотой губернатора Оренбургской области, в 2014 году Александру Васильевичу присвоено звание «Лучший руководитель среднего звена на железнодорожном транспорте». В прошлом году он отметил 60-летний юбилей и получил звание «Ветеран труда». Через шесть месяцев железнодорожник выходит на заслуженный отдых. Оглядываясь назад, он с удовлетворением отмечает, что на заре трудовой биографии не ошибся в выборе профессии. А благодарность министра транспорта – достойное завершение его профессиональной деятельности.

Ещё больше интересных новостей в нашем Телеграм-канале. Подписывайтесь, друзья!

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ЛИПЕЦКОЙ ОБЛАСТИ НА 2015 — 2019 ГОДЫ

— ПС "N 1" — на подстанции установлены два трансформатора Т1 и Т2 (ТМН-4000/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 4,21 МВА, при допустимом значении 4,2 МВА. При выходе из строя любого из трансформаторов оставшийся в работе будет загружен на 105%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции нет.

— ПС "N 2" — существующая схема подстанции — нетиповая. Несмотря на то, что к подстанции подходят две ВЛ 35 кВ, фактически подстанция, при существующей схеме РУ 35 кВ, имеет одно питание по стороне высшего напряжения. При аварии на шинах 35 кВ (или на любой из питающих линий) происходит полное погашение всей подстанции и одного трансформатора ПС 35 кВ Птицефабрика. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ по схеме 35-5АН. Данная реконструкция может быть связана с относительно небольшими затратами (установка ячейки секционного выключателя 35 кВ и переключения линий 35 кВ на секции шин подстанции). На подстанции установлены два трансформатора Т1 (ТМ-1000/35) и Т2 (ТМ-2500/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 1,82 МВА, при допустимом 1,05 МВА. При выходе из строя Т2 (2,5 МВА) оставшийся в работе Т1 будет загружен на 182%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции нет.

— ПС "N 3" — существующая схема подстанции — нетиповая. Подстанция является узловой, но РУ 35 кВ выполнено не по схеме для узловых подстанций. При наличии подходящих к ПС трех ВЛ 35 кВ подстанция по сути имеет одно питание по высшему напряжению. При аварии на одном трансформаторе или на шинах 35 кВ происходит погашение всей подстанции и подключенных к ней потребителей. Рекомендуется провести реконструкцию РУ 35 кВ по схеме 35-9, установив 3 ячейки выключателей 35 кВ. По целевой программе повышения надежности в 2016 году на подстанции планируется установка одной ячейки элегазового выключателя 35 кВ и замена семи установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные. При проведении реконструкции в 2016 году рекомендуется также установить дополнительно еще 2 ячейки элегазовых включателей 35 кВ, доведя схему до 35-9.

Читайте так же:
Ячейки ксо с выкатными выключателями

— ПС "N 4" — существующая схема подстанции — нетиповая. Подстанция включена в транзит и является проходной. Существующая схема РУ 35 кВ, несмотря на установленные четыре выключателя 35 кВ, является ненадежной. При аварии на шинах 35 кВ или на ВЛ 35 кВ N 4 происходит полное погашение подстанции N 4 и одного трансформатора на ПС Птицефабрика. Рекомендуется ячейку резервного выключателя при реконструкции переустановить как секционную, доведя схему подстанции до 35-5АН. В 2013 году на подстанции проведены работы по установке 10 ячеек вакуумных выключателей 10 (6) кВ.

— ПС "Березняговка" — существующая схема подстанции — нетиповая (в цепях трансформаторов установлены отделители и короткозамыкатели). Подстанция включена в транзит 35 кВ. Рекомендуется выполнить данную подстанцию по схеме 35-5АН, установив две ячейки выключателей 35 кВ. По целевой программе повышения надежности в 2017 году на подстанции планируется установка восьми вакуумных выключателей 10 кВ.

— ПС "Борисовка" — на подстанции установлено два трансформатора Т1 (ТМН-4000/35/10) и Т2 (ТМ-2500/35/10). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 3,55 МВА, при допустимом 2,625 МВА. При выходе из строя Т1 загрузка Т2 составит 142%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции нет.

— ПС "Бочиновка" — по целевой программе повышения надежности в 2014 году на подстанции планируется замена восьми установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.

— ПС "Бутырки" — так же как и ПС N 4, подстанция включена в транзит 35 кВ. Несмотря на четыре установленных ячейки выключателя, существует возможность полного погашения подстанции при аварии и ремонтных работах на шинах 35 кВ. Рекомендуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ на подстанции. В таком случае при любой аварии один трансформатор всегда будет оставаться под напряжением.

— ПС "Введенка" — существующая схема подстанции — нетиповая. Подстанция включена в транзит 35 кВ. Рекомендуется выполнить реконструкцию данной подстанции по схеме 35-5Н, установив ячейку секционного выключателя в соответствии с нормативными требованиями. В 2013 году на подстанции были проведены работы по установке 11 вакуумных выключателей 10 кв. По целевой программе повышения надежности в 2017 году на подстанции планируется замена двух установленных выключателей 35 кВ на элегазовые и установка ячейки секционного выключателя 35 кВ.

— ПС "Вешаловка" — подстанция, аналогично ПС 35 кВ Бутырки, является проходной и включена в транзит 35 кВ. Также, несмотря на четыре установленных выключателя, существует возможность полного погашения подстанции при аварии и ремонтных работах на шинах 35 кВ. Рекомендуется установить секционный выключатель 35 кВ и выполнить РУ подстанции по схеме 35-9. По целевой программе повышения надежности в 2017 году на подстанции планируется замена семи установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.

— ПС "Вперед" — ситуация с подстанцией полностью аналогична ПС "Введенка". РУ 35 кВ рекомендуется выполнить по схеме 35-5Н, установив ячейку секционного выключателя 35 кВ. По целевой программе повышения надежности в 2016 году на подстанции планируется замена двух установленных выключателей 35 кВ на элегазовые. При проведении реконструкции (замене выключателей) рекомендуем также установить ячейку секционного выключателя 35 кВ.

— ПС "Грязи-город" — РУ 35 кВ подстанции имеет 5 присоединений (2 трансформатора и 3 ВЛ 35 кВ), но выполнено не по типовой схеме для таких ПС. В 2013 году время были проведены работы по установке одной ячейки выключателя 35 кВ по целевой программе повышения надежности. Также планируется в 2014 году установка еще одной ячейки выключателя 35 кВ. Рекомендуется выполнить РУ 35 кВ подстанции по схеме 35-9, для чего дополнительно установить на подстанции еще три ячейки выключателей 35 кВ.

— ПС "Грязное" — подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ. Несмотря на четыре установленных ячейки выключателя, существует возможность полного погашения подстанции при аварии в точке присоединения линий и трансформаторов. Рекомендуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ и выполнить РУ подстанции по схеме 35-5Н.

— ПС "Демшинка" — по целевой программе повышения надежности в 2014 году на подстанции планируется замена восьми установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.

— ПС "Дмитряшевка" — подстанция является проходной. РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме. При аварии или ремонтных работах на шинах 35 кВ происходит погашение обоих трансформаторов подстанции. Рекомендуется выполнить РУ 35 кВ по схеме 35-5Н, установив дополнительно две ячейки выключателей 35 кВ. Также установленный на подстанции трансформатор ТМ-2500/35/10 находится в неудовлетворительном состоянии.

Читайте так же:
Размер дин рейка для автоматических выключателей

— ПС "Ивановка" — подстанция является проходной. РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме. Рекомендуется выполнить РУ 35 кВ по схеме 35-5Н, установив дополнительно ячейку секционного выключателя 35 кВ.

— ПС "Каликино" — подстанция является проходной. РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме. Рекомендуется выполнить по схеме 35-9, установив ячейку секционного выключателя 35 кВ.

— ПС "Карамышево" — по целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена девяти установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.

— ПС "Княжья Байгора" — подстанция является проходной. РУ 35 кВ рекомендуется выполнить по схеме 35-5Н. При существующей схеме имеется общая точка подключения трансформаторов и линий, и при аварии в этом месте происходит полное погашение подстанции. Рекомендуется установить ячейку секционного выключателя 35 кВ. По целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена 11 установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.

— ПС "Конь-Колодезь" — РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с установкой двух ячеек выключателей. РУ 35 кВ подстанции выполнить по схеме 35-5Н.

— ПС "Курино" — РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с применением ОД и КЗ. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ с установкой одной ячейки выключателя 35 кВ в цепи трансформатора. В случае расширения подстанции с установкой второго трансформатора рекомендуется будет установить еще одну ячейку выключателя, доведя схему до 35-5Н. В 2013 году на подстанции были выполнены работы по установке 6 ячеек вакуумных выключателей 10 кВ.

— ПС "Лебедянка" — РУ 35 кВ выполнено не по типовой схеме, имеющей весьма низкую надежность. Подключение силовых трансформаторов выполнено на плавких предохранителях. При аварии на подходящих линиях 35 кВ или на шинах 35 кВ происходит погашение всей подстанции. Рекомендуется выполнить РУ 35 кВ по схеме 35-9, установив 6 ячеек выключателей 35 кВ.

— ПС "Малей" — по целевой программе повышения надежности в 2015 году на подстанции планируется замена семи установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.

— ПС "Матыра" — подстанция является проходной и включена в транзит 35 кВ Казинка-ПС N 1-Матыра-ГПП-3, однако РУ 35 кВ выполнено по схеме 4Н. Рекомендуется реконструировать РУ-35 кВ до схемы 35-5Н, установив ячейку секционного выключателя 35 кВ. В 2013 году по целевой программе повышения надежности были проведены работы по замене вводного масляного выключателя на элегазовый. В 2014 году планируется провести работы по замене второго вводного масляного выключателя на элегазовый. Рекомендуется в 2014 году совместно с заменой второго выключателя установить также ячейку секционного выключателя 35 кВ.

На подстанции установлены два трансформатора Т1 (ТМН-4000/35) и Т2 (ТМР-3200/35). Максимальный переток мощности через трансформаторы составляет 3,46 МВА, при допустимом 3,36 МВА. При выходе из строя Т1 (4 МВА) оставшийся в работе Т2 будет загружен 108,25%. Перераспределения нагрузки по существующим сетям связи у подстанции нет.

— ПС "Новодубовое" — РУ 35 кВ выполнено с применением ОД и КЗ по схеме, являющейся нетиповой для проходных подстанций. Рекомендуется произвести реконструкцию РУ 35 кВ подстанции с установкой ячейки выключателя 35 кВ по схеме 35-5АН. В 2014 году по целевой программе повышения надежности на подстанции планируется замена пяти установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.

— ПС "Новониколаевка" — РУ 35 кВ данной подстанции выполнено с нарушением существующих нормативов, с применением ОД и КЗ. При аварии на питающих ВЛ, ошиновке ПС или на трансформаторе обесточенной оказывается на только вся ПС 35 кВ Новониколаевка, но и СШ2 на ПС 35 кВ Сенцово. Рекомендуется установить выключатель 35 кВ в цепи трансформатора подстанции для повышения надежности электроснабжения.

— ПС "Новочеркутино" — В 2015 году по целевой программе повышения надежности на подстанции планируется замена одиннадцати установленных масляных выключателей 10 кВ на вакуумные.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector