13 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Работы по замене выключателя 110 кв

Энергетики филиала «Россети Урал» — «Свердловэнерго» повысили надежность работы оборудования подстанции 110/10 кВ «Перовая»

На подстанции 110/10 кВ «Перовая», расположенной в Рефтинском городском округе, энергетики Восточных электрических сетей филиала «Россети Урал» — «Свердловэнерго» выполнили капитальный ремонт выключателя 110 кВ трансформатора с заменой фарфоровых покрышек. Данные изделия необходимы для размещения в них электрических устройств выключателей и защиты от атмосферных и механических воздействий. Также специалисты энергокомпании выполнили ремонт и другого электрооборудования подстанции: разъединителей 110 кВ, выключателей 10 кВ, трансформаторов напряжения.

На ремонтные работы подстанции «Перовая» компания направила более 680 тыс. рублей.

Подстанция 110/10 кВ «Перовая» обеспечивает электроснабжение Рефтинской птицефабрики. ОАО «Птицефабрика «Рефтинская» — крупнейшее птицеводческое предприятие на Среднем Урале, основанное в 1981 году и выпускающее более 30 миллионов бройлеров в год. На предприятии работает более 2000 человек.

Похожие новости

© 2014-2021 ОАО «МРСК Урала»

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

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).

Башкирские энергетики ведут капремонт подстанции 220 кВ «НПЗ»

В апреле 2016 года в ООО «Башкирская сетевая компания» на подстанции 220/110/35 кВ «НПЗ» начались работы по капитальному ремонту. На сегодня на четырех разъединителях 110 кВ проведена замена опорно-стержневой изоляции, на силовых трансформаторах 220 кВ АТ-1 и АТ-2 обновлено оборудование релейной защиты и автоматики, на автотрансформаторе АТ-1 демонтированы устаревшие электромеханические панели защит с последующим монтажом современных микропроцессорных панелей.

Читать еще:  Комплекс безразборного контроля высоковольтных выключателей икв 02

В течение года энергетики планируют отремонтировать еще 10 разъединителей 110 кВ с заменой опорно-стержневой изоляции, на открытом распределительном устройстве (ОРУ) 220 кВ предстоит выровнить стойки портала. На ОРУ 220 и 110 кВ запланирован капремонт кабельных лотков. Также будут проведены работы по восстановлению железобетонных конструкций под энергетическое оборудование и отмостки здания общестанционного пункта управления.

В августе-сентябре текущего года на ПС 220/110/35 кВ «НПЗ» предстоит заменить два масляных выключателя 110 кВ на элегазовые. Эти работы будут проведены в рамках реконструкции подстанции, которые стартовали еще в 2004-2005 годах. Тогда основной акцент был сделан на замене электротехнического оборудования 220 кВ. С 2012 года электросетевики приступили ко второму этапу, который включает в себя преимущественное обновление оборудования 110 кВ и ниже. В 2012 году были заменены два выключателя 110 кВ и один разъединитель 220 кВ, в 2013 году – три масляных выключателя 110 кВ с установкой элегазовых, по 4 разъединителя 110 и 220 кВ, а также высоковольтные вводы на автотрансформаторах 220 кВ. В 2014 году вместо масляных было смонтировано еще четыре элегазовых выключателя 110 кВ, один вакуумный выключатель 35 кВ, четыре разъединителя 110 кВ, три комплекта трансформаторов напряжения 110 кВ и один 220 кВ. В 2015-м на ОРУ 110 кВ заменены десять разъединителей РНДЗ-110 кВ на более совершенные и удобные в эксплуатации РГ-110 кВ, на ОРУ 220 кВ проведены аналогичные работы по замене двух разъединителей 220 кВ. В прошлом году энергетики также демонтировали пять баковых масляных выключателей У-110 кВ, установив на их месте современные и технологичные элегазовые ВЭБ-110 кВ. Также была проведена замена бакового масляного выключателя 35 кВ, его место занял вакуумный выключатель с выносными трансформаторами тока.

ПС 220 кВ «НПЗ» связана с узловыми подстанциями 220 кВ г. Уфы кольцом высоковольтных линий электропередачи, что обеспечивает оптимальную топологию сетевой инфраструктуры и высокую надежность энергоснабжения городских потребителей. В первую очередь, она участвует в энергоперетоках между крупнейшей в столице Башкирии Уфимской ТЭЦ-2 и системообразующей подстанцией «Затон» 220/110/10 кВ. В классе напряжения 110 кВ вместе с северным переключательным пунктом (СПП) гарантирует высокую надежность электроснабжения нефтеперерабатывающего комплекса республики.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Замена — выключатель

Схему две рабочие системы шин допускается применять в РУ 110 — 220 кВ при числе присоединений от 5 до 15, если РУ выполнено из герметизированных ячеек с элегазовой изоляцией, а также в РУ 110 кВ с выкатными выключателями при условии замены выключателя в удовлетворяющее эксплуатацию время. [31]

К сложным относятся переключения, требующие строгой последовательности операций с коммутационными аппаратами, заземля-юшими разъединителями и устройствами релейной зашиты, проти-воаварийной и режимной автоматики, в схемах генераторов, синхронных компенсаторов, блоков генератор — трансформатор, трансформаторов ( автотрансформаторов), трансформаторов напряжения, линий электропередачи, систем и секций шин, а также переводы присоединений с одной системы ( секции) шин на другую, замена выключателей обходными или шиносоединительными; переключения в схемах, имеющих более одного выключателя на присоединение. [32]

Ха -; рактерные черты этих схем заключаются в следующем: присоединения ( ветви) с источниками энергии и нагрузками сходятся в центре РУ — на сборных шинах, поэтому повреждения в этой зоне неизбежно связаны с отключением группы присоединений; ремонт выключателей, установленных на ответвлениях от сборных шин, связан с отключением соответствующих присоединений, а сооружение обходных устройств приводит к усложнению РУ и увеличению его стоимости; разъединители помимо своего прямого назначения — изоляции элементов оборудования, подлежащих ремонту, от смежных частей устройства, нахо -; дящихся под напряжением, — ис — пользуются также для изменения I схемы, например для переключе — И ний присоединений с одной системы сборных шин на другую или при замене рабочего выключателя обходным. Эти операции с разъединителями снижают надежность РУ. [33]

Читать еще:  Рассчитать автоматический выключатель для провода

При нормальной работе установки обходные разъединители и обходные выключатели отключены. Замена рабочего выключателя обходным производится в следующем порядке: включают обходный выключатель, чтобы убедиться в исправности обходной системы; отключают обходный выключатель; включают обходный разъединитель ремонтируемого присоединения; вновь включают обходный выключатель; отключают выключатель, подлежащий ремонту, и соответствующие разъединители. Защита цепи во время ремонта осуществляется обходным выключателем, снабженным соответствующим комплектом релейной защиты. [34]

На шиносоединительном выключателе предусмотрены трансформаторы тока, нормально зашунтирован-ные. При замене выключателя питаемого элемента ши-носоедмнительным выключателем, его трансформаторы тока дешунтируются и с помощью предусмотренных для этого испытательных блоков включаются в схему дифференциальной защиты шин, при этом из зоны действия защиты шин исключается система шин с выделенным элементом. [36]

Затем осторожно выдвигают электродвигатель 11 и, отвернув колпачки щеткодержателей, заменяют угольные щетки. Если возникает необходимость в замене выключателя , от него отсоединяют провода, отвертывают гайку крепления на корпусе и снимают его. [37]

Если при работе полотер создает радиопомехи выше установленных нормами, нужно заменить конденсатор фильтра. Для этого разборку производят как и при замене выключателя , затем отвертывают винт крепления конденсатора, отпаивают его концы и устанавливают новый. [38]

Для защиты используются выносные трансформаторы тока с одинаковым коэффициентом трансформации. Трансформаторы тока на обходном выключателе снабжаются испытательными блоками, позволяющими использовать их при замене выключателя элемента обходным. [39]

С другой стороны, магнитные выключатели реагируют только на количество электричества, проходящего через цепь. Этот тип выключателей предпочтителен там, где колебания температуры в широком диапазоне потребовали бы замены выключателей или где прерыватель слишком часто размыкается. [40]

Схему с двумя системами шин или с одной секционированной системой применяют при трех и больше линиях, уходящих с подстанции. В этом случае на подстанциях НО кв и выше для возможности ремонта выключателей без нарушения электроснабжения потребителей сооружают еще одну, так называемую обходную систему шин, используя для замены выключателя любого из присоединений либо ШСВ и обходной разъединитель ( перемычку), либо, при числе линий свыше пяти, дополнительно устанавливаемый — обходной выключатель. [41]

Для замены шнура питания и пакетного выключателя снимают отжимное устройство и, отвернув винт, снимают ручку пакетного выключателя. Затем вынимают выключатель, отвертывают или ослабляют винты пластмассового зажима шнура. Для замены выключателя дополнительно отсоединяют провода, идущие от электродвигателя, и пришедший в негодность пакетный выключатель заменяют новым. [42]

Для замены выключателя ШСВ требуются два непродолжительных отключения цепи: одно — для установки перемычки вместо выводимого в ремонт выключателя, другое — для снятия перемычки после окончания ремонта. Необходимо также освобождать одну из систем шин для включения на нее цепи, выключатель которой выводится в ремонт. В случае замены выключателя цепи обходным выключателем все переключения проводят без отключения цепи и освобождения рабочей системы шин, что является преимуществом этого способа. [43]

Читать еще:  Силиконовая накладка под выключатель

Предположим, что телевизор вообще не включился, тогда, как уже раньше рекомендовалось, надо осмотреть блок питания. Весьма вероятно, что после восстановления цепей питания ( например, после замены выключателя в сети, у которого подгорели контакты) телевизор сразу начнет работать, тогда можно считать ремонт законченным. [44]

На Новосибирской ГЭС проведена замена половины выключателей открытого распределительного устройства 110 кВ

На Новосибирской ГЭС ввели в эксплуатацию два новых выключателя открытого распределительного устройства (ОРУ) 110 кВ. В настоящее время на данном ОРУ заменены 10 из имеющихся 20 выключателей. До конца 2018 года планируется ввести в эксплуатацию еще 2 выключателя. Новое оборудование позволяет существенно повысить надежность выдачи мощности в энергосистему. Работы проводятся в рамках реализации Программы комплексной модернизации (ПКМ)* РусГидро.

Программа комплексной модернизации предусматривает замену отработавших свой ресурс масляных выключателей МКП-110, на современные экологичные компактные элегазовые* комплексы. Контроль работы новых элегазовых выключателей полностью автоматизирован, срок их службы составит не менее 30 лет.

Открытое распределительное устройство напряжением 110 кВ Новосибирской ГЭС площадью 9 870 кв. метров расположено на левом берегу реки Обь и предназначено для приема, распределения и передачи электроэнергии, вырабатываемой ГЭС, в энергосистему Сибири. Оборудование ОРУ, введенное в эксплуатацию в разное время в период 1960-70 годов, фактически исчерпало свой ресурс и требует замены. Первый этап по замене оборудования ОРУ-110 кВ на Новосибирской ГЭС проводился до октября 2012 года. На тот момент энергетики заменили четыре масляных выключателя, 12 разъединителей и вторую секцию первой шины 110 кВ. Второй этап по замене оборудования ОРУ-110 кВ продлится до конца 2018 года. Работы по модернизации оборудования проводятся в такой очередности, чтобы обеспечить непрерывность, надежность и безаварийность энергопроизводства.

*Программа комплексной модернизации — Программа комплексной модернизации генерирующих объектов Группы РусГидро утверждена на 2012-2025 годы. В рамках Программы планируется заменить 55% турбин, 42% генераторов и 61% трансформаторов от общего парка РусГидро. Столь масштабная программа замены устаревшего и изношенного оборудования для отечественной энергетики уникальна и беспрецедентна. Ее особенность – ориентация не на точечную замену отдельных узлов и агрегатов, а на комплексную модернизацию генерирующих объектов как единых технологических комплексов, с заменой или реконструкцией основного и вспомогательного оборудования, общестанционных систем, гидротехнических сооружений.

Реализация Программы комплексной модернизации позволит увеличить установленную мощность электростанций компании на 779 МВт, планируемый прирост выработки составит 1 375,6 млн кВт·ч в год. Замена устаревшего оборудования является важнейшим фактором повышения надежности и безопасности электростанций РусГидро.

*Элегаз – безопасный диэлектрик с уникальными изоляционными характеристиками. Имеет по сравнению с другими изоляционными материалами более высокую электрическую прочность, взрыво- и пожаробезопасен, что снижает габариты и массу высоковольтного оборудования. Элегазовые установки компактны, требуют минимального обслуживания, обладают очень высокой готовностью, и не зависят от погодных условий.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
ВсеИнструменты
Adblock
detector