Тп это подстанция: Отличия КТП от ТП — разница трансформаторных подстанций

Содержание

Виды и типы трансформаторных подстанций

Трансформаторная подстанция (ТП) – это устройство, предназначенное для получения, повышения или понижения напряжения в сети переменного тока. Эта установка предназначена для распределения электроснабжения между различными сельскими, городскими или промышленными объектами.

Комплектные ТП состоят из следующих устройств:

  • Силовой трансформатор – обеспечивает безопасность подачи электроэнергии за счет преобразования одной системы переменного тока в другую;
  • Распределительное устройство – установка, которая распределяет входящую электроэнергию по отдельным цепям;
  • Автоматическое управление – устройство для постоянного поддержания частоты тока на требуемом уровне;
  • Защитные устройства для поддержания подстанции в заданных рамках;
  • Вспомогательные устройства.

ТП делятся на повышающие и понижающие. Повышающие предназначены для преобразования выработанного генераторами напряжения электросети в наиболее высокое. Понижающие преобразуют изначальное напряжение в более низкое.

По значению напряжения КТП бывают разных видов:

  • Узловая распределительная – получает электрическую энергию от энергосистемы и распределяет ее по подстанциям глубокого ввода, не выполняя никаких преобразований. Рассчитана на напряжение тока 110-120 кВ;
  • Глубокого ввода – применяется для обеспечения электроэнергией крупных предприятий или групп подстанций. Рассчитана на напряжение 35-220 кВ;
  • Главная понижательная – распределяет электроэнергию по всему предприятию и питается от энергии района;
  • Тяговые – предназначены для обеспечения электричеством различных видов транспорта.

По охвату территории бывают:

  • Локальные – получают напряжение от одного крупного объекта или нескольких, находящихся рядом;
  • Местные – преобразуют напряжение для групп объектов, которые расположены в пределах одного микрорайона;
  • Районные – преобразуют и распределяют электрическое напряжение по всему населенному пункту.

Комплектные трансформаторные подстанции бывают следующих типов:

  • Столбового типа – недорогие подстанции, которые монтируют на основы ЛЭП, однако из-за слабой защиты они подвергаются негативному воздействию внешних факторов;
  • Мачтовая – отличается компактными габаритами;
  • Киоскового типа – ТП, представляющие собой сборносварочные конструкции, которые устанавливают снаружи для приема электроэнергии;
  • Блочные подстанции наружной установки – чаще всего используется в газовой промышленности, предназначены для приема, преобразования и распределения электричества;
  • КТП внутренней установки – используются в районах с умеренным климатом и народном хозяйстве.

Закрытые ТП бывают:

  • Пристроенные – подстанции, которые примыкают к главному зданию;
  • Встроенные – вписываются в контур главного здания;
  • Внутрицеховые – находятся внутри здания.

Любая ТП представляет собой устройство для передачи электричества и формирования требуемого напряжения в сети питания. Компания ООО «Сторге» занимается производством трансформаторных подстанций различных видов и типов в зависимости от потребностей заказчика. Подробнее о нашей продукции на странице.

Комплектные трансформаторные подстанции «Трансформер» нового поколения

Многообразие предложений на рынке комплектных трансформаторных подстанций часто ставит заказчика в затруднительное положение: найти оптимальную бетонную оболочку для данной электрической схемы можно только после того, как будет проанализировано большое количество технической информации из каталогов производителей.

Для облегчения выбора проекта и размещения заказа на комплектую трансформаторную подстанцию подольский завод «Трансформер» сгруппировал все многообразие компоновок и схем в шесть базовых предложений. Это серийные ТП «Стандарт», «Гарант», «Оптима», «Абонент», «Бизнес» и «Регион».

Подстанции серии «Стандарт» — это двухблочные ТП с совмещенными КРУ ВН и НН. Такая компоновка получила широкое применение в случае, когда высоковольтное и низковольтное оборудование обслуживает одна организация — к примеру, городская электросеть, энергослужба предприятия и так далее. В каждом блоке находится один силовой трансформатор (ТМГ до 1250 кВА, ТСЛ до 2500 кВА), одно КРУ ВН, одно КРУ НН. Устройство АВР в данной серии отсутствует.

Двухблочные подстанции серии «Гарант» обеспечивают бесперебойное питание потребителей за счет устройства АВР на стороне низкого напряжения. Подходит для питания социально значимых объектов — больниц, школ, административных зданий, учреждений культуры и так далее. В каждом блоке находится один силовой трансформатор (ТМГ до 1250 кВА, ТСЛ до 2500 кВА), одно КРУ ВН, одно КРУ НН, одно устройство АВР-НН. Комплектные распредустройства высокого и низкого напряжения совмещены.

Подстанции серии «Бизнес» — это двухблочные ТП с устройством АВР на стороне высокого напряжения. Наиболее часто применяются для энергоснабжения крупных потребителей — бизнес-центров, торговых комплексов, развлекательных центров, банков и так далее. В каждом блоке находится один силовой трансформатор (ТМГ до 1250 кВА, ТСЛ до 2500 кВА), КРУ ВН, состоящее из двух блоков (кабельного и трансформаторного), одно КРУ НН. Устройство АВР-ВН устанавливается в одном из блоков.

Подстанции серии «Абонент» — это двухблочные ТП с выделенной абонентской частью. В одном блоке находится один силовой трансформатор и два КРУ ВН, в другом — один силовой трансформатор и два КРУ НН. АВР в данной серии отсутствует. Подстанции рассчитаны на установку трансформаторов ТМГ мощностью до 1250 кВА или трансформаторов ТСЛ мощностью до 2500 кВА.

Подстанции серии «Оптима» — это двухблочные ТП с выделенной абонентской частью и устройством АВР на стороне низкого напряжения. В одном блоке находится один силовой трансформатор и два КРУ ВН, в другом — один силовой трансформатор и два КРУ НН с устройством АВР или ГРЩ. ТП серии «Оптима» широко используются в городских сетях, на крупных предприятиях. Обеспечивают бесперебойное питание потребителей за счет устройства АВР на стороне низкого напряжения. Рассчитаны на установку трансформаторов ТМГ мощностью до 1250 кВА или трансформаторов ТСЛ мощностью до 2500 кВА.

Подстанции серии «Регион» — это одноблочные ТП, комплектация и компоновка которых наиболее востребованы в небольших городах и сельских поселениях. В блоке ТП находится один силовой трансформатор, одно КРУ ВН и одно КРУ НН. Устройство АВР в данной серии отсутствует. Рассчитаны на установку трансформаторов ТМГ мощностью до 1250 кВА.

Таким образом, типовые предложения завода «Трансформер» сформированы с учетом количества блоков комплектной трансформаторной подстанции, компоновки оборудования в блоках, наличия АВР в электрической схеме подстанции, схемам РУ ВН и РУ НН, мощности трансформатора и типу оборудования. Габаритные размеры каждой серии могут меняться от 3,5 до 6,5 метров в длину и от 2,5 до 3,0 метров в ширину. Это позволяет комплектовать подстанции каждой серии как импортным (к примеру, RM6 «Schneider Electric», 8DJ10, 8DJ20 «Siemens», Safe Ring «ABB»), так и отечественным оборудованием («Аврора» ОАО «ПО Элтехника», КСО-203 ЗАО «ПЗЭМИ», КСО-395«М» ОАО «МЭЛ» и другие). Завод осуществляет полный заводской монтаж ТП «под ключ». Поставкой низковольтного оборудования занимается ООО «Сборочный завод «Электромодуль»

(сегодня — Подольский завод коммутационного оборудования), входящий, как и завод «Трансформер», в группу компаний «ХАЙТЕК» (ныне — производственная группа «Трансформер»).

Модульный принцип производства подстанций и передовая технология изготовления бетонных оболочек позволяют реализовывать нестандартные решения, которые специалисты завода «Трансформер» готовы разработать и предложить заказчику.

Подробно познакомиться с информацией о серийных подстанциях «Трансформер», техническими характеристиками ТП, составом оборудования и компоновками, выполненными в объемном 3D-изображении, можно на сайте www.трансформер.рф. Здесь же размещен бланк заказа комплектных трансформаторных подстанций.

Производственная группа «Трансформер»
142100, г. Подольск, ул. Б.Серпуховская, 43, кор. 101, пом. 1

Телефоны: (495) 545-45-11, (495) 580-27-27/20
Факс: (495) 580-27-23
email: [email protected]

Трансформаторные подстанции

Подробности
Категория: Подстанции

Понизительная трансформаторная подстанция представляет собой кирпичное или железобетонное здание небольших размеров, расположенное в непосредственной близости от потребителей электроэнергии. В зависимости от мощности нагрузки и принятой схемы электроснабжения на ТП могут быть установлены один или несколько трансформаторов.
В схеме понизительной ТП небольшой мощности (рис.  1) к сборным шинам напряжением 10 кВ через разъединитель Р1 подключена питающая кабельная линия ПЛ. От этих же шин отходят кабельные линии л1 и л2 для передачи электроэнергии высокого напряжения на соседние трансформаторные подстанции. Силовой трансформатор ТМ подключен к сборным шинам напряжением 10 кВ через разъединитель Р4 и предохранители ПК. От обмотки низшего напряжения ТМ отходят три фазы, которые через автоматический выключатель А соединяются с шинами распределительного щита напряжением 380/220 В. Здесь же установлены трансформаторы тока для питания токовых обмоток счетчиков и амперметров. От шин распределительного щита получают питание кабельные линии, подающие электроэнергию потребителям. Число этих линий, а также вид аппаратуры, установленной на них, может быть самым разнообразным в зависимости от принятой схемы электроснабжения.

В помещении II — в камере трансформатора, на направляющих полосах 4 установлен силовой трансформатор 3, подключенный к шинам напряжением 10 кВ. От вторичной обмотки трансформатора отходит четырехпроводная линия, подающая напряжение 380/220 В на распределительный щит 2 в помещении III.
В ячейке питающей линии (рис.  30, а) закреплена концевая кабельная заделка 1 и установлен шинный разъединитель 2. В трансформаторной камере (рис.  30, б) смонтирован шинный разъединитель 4, соединяющий вводы трансформатора со сборными шинами 3, напряжением 10 кВ. Ниже разъединителя расположены предохранители 5. Для прохода шин сквозь стену в ней установлены проходные изоляторы 6.

Рис.  2. Размещение оборудования на ТП

Рис.  1. Схема понизительной ТП

Теперь рассмотрим, каким образом размещается оборудование в такой трансформаторной подстанции. Ее здание состоит из трех отдельных помещений (рис.  2). В помещении I расположено распределительное устройство напряжением 10 кВ, куда проложены трубы 1 для ввода кабелей в ячейки, причем три ячейки предназначены для кабеля ПЛ и двух кабелей, идущих на другие подстанции, а четвертая ячейка используется для подключения силового трансформатора.

Рис.  3. Разрезы трансформаторной подстанции: а — по ячейке питающей линии, б — по камере трансформатора
Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) используют в качестве понизительных для электроснабжения промышленных и коммунальных потребителей, а также для нужд сельского хозяйства. Их изготовляют на предприятиях электротехнической промышленности и доставляют к месту монтажа отдельными блоками (при небольшой мощности — полностью собранными).


Рис.  4. Комплектная трансформаторная подстанция наружной установки:
а — схема, б — конструкция
Это  позволяет значительно сократить сроки монтажа на сооружении подстанции и удешевить работы. По числу трансформаторов КТП могут быть одно-, двух- и трехтрансформаторными, а по виду установки— наружными (КТПН) и внутренними (КТП).
Схема КТПН с одним трансформатором мощностью 250, 400 или 630 кВА и напряжением 10000/380/220 В (рис.  4) состоит из отсека высшего напряжения 7 с установленными в нем трехполюсным разъединителем 6 и предохранителями 8. В некоторых типах КТПН в этом отсеке вместо разъединителя установлен выключатель нагрузки. В другом отсеке помещен силовой трансформатор 1. Отсек низшего напряжения 5 имеет РУ напряжением 380/220 В, смонтированное из блоков БПВ вместе с измерительными приборами. Питающая воздушная линия подключается к изоляторам 4, расположенным на вводе высшего напряжения 3, а отходящие воздушные линии напряжением 380/220 В подключаются к изоляторам 2 выходной траверсы.

Что такое цеховая трансформаторная подстанция

Для понижения в сети переменного тока и для оптимального распределения электрической энергии конечным потребителям применяют цеховую трансформаторную подстанцию (ТП). На небольших площадях распределяют измерительное и защитно-коммутационное  оборудование с силовыми трансформаторами. Электрическое напряжение находится в пределах от 6-10 до 0,4-0,69 кВ. Мощность трансформаторов составляет не более 2500 кВА.

Конструктивные исполнения ЦТП

Цеховые ТП располагаются различными способами:

  • Между цехами в виде отдельностоящей подстанции, обслуживая целую группу близлежащих цехов.
  • Могут быть встроены в производственное помещение. В зависимости от особенностей производства, условий окружающей среды они размещаются в отдельных комнатах или в самом цехе. Как правило, выполняются как комплектные КТП с 1-2 трансформаторами с мощностью свыше 400 кВА.
  • Выполнены в виде пристройки к цеховым зданиям.

Конструктивно цеховые ТП выполняются в виде строений, которые пристраиваются к стенам помещения цеха. В качестве основы используется металлический каркас, выполненный из стального профиля. Он устанавливается на подготовленный фундамент. Сверху помещение покрывается тонким слоем листовой стали, а с боков – стальной сеткой. Это решение обусловлено недорогими финансовыми вложениями и быстрой установкой до двух недель. В итоге полностью используется перегрузочная способность трансформаторов при возникновении аварийных режимов. Трансформаторы применяют со специальными изоляторами для наружных установок. Если окружающая среда носит агрессивный характер (в атмосфере присутствуют химически активные газы, токопроводящая пыль, испарения), отдают предпочтение комплектным трансформаторным подстанциям наружной установки. Монтаж оборудования выполняется по заранее разработанному проекту выполняемых работ.

Особенности использования цеховых трансформаторных подстанций

  • трансформаторы цеховых ТП связаны между собой специальными перемычками и секционными автоматическими переключателями;
  • рядом расположенные ЦТП соединяются к шинам непосредственно распределительных устройств электростанции, удаленные потребители (наносные станции, подсобные хозяйства, жилищные поселки и пр.) – через трансформаторы;
  • если источник питания расположен на расстоянии более 3 км, применяют коммутационное оборудование в виде разъединителя, выключателя нагрузки.

При размещении цеховой ТП учитывают расположение высокотехнологического оборудования, условия окружающей среды, конфигурацию и назначение производственного помещения, особенности эксплуатации, требования стандартов и др.

Почему стоит заказывать услуги монтажа, замера и ремонта в электролаборатории КЭП

Обслуживание Трансформаторных Подстанций (ТП) — 7 Энергий

Трансформаторная Подстанция – электроустановка, обеспечивающая приём электрической энергии на уровне высокого напряжения (6, 10, 20, 35 кВ) и понижение до потребительского уровня напряжения (0,4 кВ).
Внешний вид Вид изнутри


По питающим линиям электропередач, электроэнергия поступает на вводные ячейки Распределительной Подстанции, далее по системам шин, электрический ток распределяется на отходящие ячейки, а те, в свою очередь, передают электроэнергию на Кабельные Линии для питания Трансформаторных Подстанций.

Наша компания обслуживает весь комплекс оборудования на котором создана Распределительная Подстанция, в т.ч. мы содержим и само здание РП на предмет:

  • Возможности проникновения животных;
  • Протечек кровли;
  • Несанкционированного доступа в помещение и на территорию Распределительного Пункта.

Оборудование на котором может быть исполнена Распределительная Подстанция, может быть с различным сроком эксплуатации и по сему перед приёмом здания и оборудования Распределительной Подстанции в эксплуатацию, сначала сотрудники нашей компании проводят комплексное обследование.

По итогам обследования определяется степень износа и, как следствие, работоспособность оборудования.

Перед началом работ по Эксплуатации РП, проектировщики проверяют действующую схему электроснабжения, а оперативный персонал изучает её и принимает в работу.

После приёмки Распределительного Пункта в эксплуатацию проводится:

  1. Проверка, с помощью тепловизора, стыков шин и болтовых соединений на предмет перегрева в следствии недотяжки.
  2. Проводится процедура обезпыливания.
  3. Проверка работоспособности пожарной сигнализации.
  4. Проверка работоспособности освещения (общее и в Высоковольтных ячейках).
  5. Проверка работоспособности вытяжки.
  6. Проверка средств индивидуальной защиты.
  7. Проверка исполнительной документации и протоколов испытаний.

По итогам проверки Заказчику выдаётся Акт дефектов, на основании которого принимается решение, чьими силами и в какой срок, будут устранены выявленные дефекты. Это может быть осуществлено силами монтажной организации, которая устанавливала оборудование, на основании гарантийных обязательств или силами любой другой электромонтажной организации, в т.ч. и специалистами ООО “Семь Энергий”.

Состав оборудования трансформаторных подстанций

Трансформаторная подстанция (ТП) это электрическая подстанция, предназначенная для преобразования электроэнергии переменного тока одного напряжения в электроэнергию другого напряжения с помощью трансформаторов.

Трансформаторная подстанция преобразует напряжение, под которым электроэнергия передается от источников к линиям электропередачи и от них к потребителям, а также распределяет электроэнергию под требуемым напряжением среди потребителей.

По назначению ТП разделяются на станционные, системные, сетевые и потребительские.

Станционные ТП устанавливаются на электростанциях и предназначены для повышения напряжения от напряжения на выходе генераторов до напряжения в связанной с ними Госэнергосистеме РФ.

Системные ТП (головные понизительные подстанции ГПП) предназначены для отбора мощности от государственной энергосистемы, управления перетоками мощности в энергосистеме, а также для преобразования и распределения электроэнергии между сетевыми и потребительскими ТП.

Сетевые ТП – это понизительные подстанции (СПП), предназначенные для снабжения электроэнергией небольших районов (объектов). Обычно на СПП напряжение снижается с 35 (110 или 220) до 6 или 10 кВ.

Потребительские ТП – это трансформаторные подстанции,предназначенные для электроснабжения потребителей территориально расположенных рядом с ними. На потребительских ТП напряжение обычно понижается с 6 (10) кВ до 400 В.


На космодроме «Байконур» в работе находятся две станционных ТП, две ГПП, около тридцати СПП и около 1500 потребительских ТП.

Схема взаимосвязей системных, сетевых и потребительских ТП представлена на рис. 1.3.

По способу сооружения трансформаторные подстанции разделяются на открытые ТП, которые располагаются на открытом воздухе, и закрытые, располагаемые внутри сооружений трансформаторных подстанций. Как правило, открытые ТП сооружаются при напряжениях 35 кВ и выше, а закрытые – при высшем напряжении до 10 кВ.

По режиму работы различают два основных вида ТП. Это повышающие ТП, которые сооружаются на электростанциях и понижающие ТП, предназначенные для преобразования высокого напряжения линии электропередачи в более низкое напряжение, необходимое для потребителей электроэнергии.

Некоторые ТП могут работать как в режиме повышения, так и в режиме понижения напряжения. Такие трансформаторные подстанции называются комбинированными. Примером комбинированной ТП является трансформаторная подстанция ДЭС. В нормальном режиме работы электроэнергия поступает из сети с напряжением 6 (10) кВ, понижается до 0,4 кВ и распределяется на собственные нужды электростанции. При включении ДЭС в работу вырабатываемое генераторами напряжение 0,4 кВ повышается до уровня сетевого напряжения (6 или 10 кВ) и выдается потребителям.

Трансформаторные подстанции подразделяются по их высшему напряжению. На объектах ВКС нашли применение ТП с высшим напряжением 220, 110, 35 и 6 (10) кВ, например, ТП-220 кВ. Иногда в обозначениях ТП указывают и другие уровни напряжения, например, высшее и низшее напряжения ТП-10/0,4 кВ или высшее, среднее и низшее напряжения ТП-220/110/35 кВ.

По способу управления электрооборудованием ТП могут быть автоматизированными, управление режимами работы электрооборудования которых производится системами автоматизированного управления (САУ) по определенным программам, и неавтоматизированными, управление оборудованием которых осуществляется обслуживающим персоналом по месту их установки (местное управление) или с пульта, расположенного на некотором расстоянии от него (дистанционное управление).

По количеству силовых трансформаторов ТП подразделяются на однотрансформаторные, устанавливаемые для питания объектов III категории надёжности, мало влияющих на выполнение боевой задачи, двухтрансформаторные, предназначенные для питания электроэнергией более важных объектов I и II категорий надёжности, и многотрансформаторные, которые сооружаются, когда мощности двух трансформаторов недостаточно для обеспечения электроэнергией всех потребителей.

В ряде случаев на ТП применяются автотрансформаторы или трехобмоточные силовые трансформаторы с обмотками высшего, среднего и низшего напряжения (ВН, СН и НН).

Мощность силовых трансформаторов, устанавливаемых на ТП, определяется назначением ТП и потребителями. Мощность установленных на ТП трансформаторов иногда указывается в обозначении подстанции, например, ТП 250-10/0,4; ТП 2×10000-35/6 или ТП 3×63000-110/35/10. Здесь первое число – количество трансформаторов на ТП (один не указывается), второе число – мощность трансформатора, через дробь показаны высшее, среднее и низшее напряжения ТП.

По способу присоединения к сети трансформаторные подстанции подразделяются на следующие группы:

тупиковые (блочные) ТП, получающие электроэнергию от питающей подстанции по одной или двум линиям электропередачи;

проходные (транзитные) ТП, включаемые в рассечку проходящих через подстанцию одной или двух магистральных ЛЭП с односторонним или двухсторонним питанием;

ответвительные ТП, питаемые по ответвлениям от одной или двух магистральных ЛЭП, проходящих мимо подстанции;

узловые ТП, когда к подстанции кроме питающих линий подведены дополнительно радиальные или магистральные ЛЭП, питающие другие ТП.

По способу сооружения ТП делятся на сборные и комплектные. Сборные ТП собираются из отдельных элементов, которые в соответствии с проектом монтируются на месте размещения подстанции, к ним подводятся необходимые электрические цепи, производится регулировка и наладка оборудования. Комплектные ТП выпускаются заводом-изготовителем в условиях серийного производства в виде стандартных ячеек распределительного устройства или целиком в виде подстанции. Все необходимые сборки и регулировки производятся на заводе, а на месте монтажа производится только установка ячейки на свое место и подключение ее к системе электроснабжения и потребителям.

По расположению на местности различают встроенные (рис. 1.4,а), пристроенные(рис. 1.4,б) и отдельно стоящие ТП (рис. 1.4,в).

Встроенными называютсяТП, у которых все помещения подстанции находятся внутри здания или сооружения, электроустановки которого и являются потребителями электроэнергии, пристроенными – у которых одна или две стены являются общими для ранее сооруженного здания (сооружения) и пристроенной к нему подстанции. Отдельно стоящие ТП представляют собой обособленно расположенное на территории сооружение, в котором размещается все оборудование ТП.

Структурная схема простейшей ТП (рис. 1.5) состоит из трех основных элементов. Это – два распределительных устройства: высшего напряжения (РУ ВН) и низшего напряжения (РУ НН), а также трансформаторы, которых может быть один или несколько.

Сплошными стрелками на рисунке показано направление потоков электроэнергии при работе ТП в понижающем режиме. Стрелки сбоку показывают, что подстанция может получать электроэнергию от других ТП как по стороне высшего, так и по стороне низшего напряжения. Пунктирные стрелки показывают направление потоков электроэнергии при работе ТП в повышающем режиме. Боковые стрелки указывают на возможность работы ТП в кольцевых системах электроснабжения.

На схеме не показаны вспомогательные элементы ТП, такие, как, например, трансформаторы собственных нужд, измерительные трансформаторы тока и напряжения, контрольно-измерительные приборы, вторичные электрические цепи и т.п.

Принципиальные электрические схемы ТП, в отличие от структурных, более разнообразны. В качестве примера рассмотрим два характерных варианта принципиальных электрических схем ТП, позволяющих получить представление о составе оборудования трансформаторных подстанций.

На рис. 1.6 представлена принципиальная электрическая схема комплектной трансформаторной подстанции КТПН-50/6 мощностью 50 кВт, которая предназначена для размещения вне сооружений и понижения напряжения с 6 кВ до 400/230 В.

Все оборудование ТП смонтировано в одном металлическом шкафу и включает в себя:

а) распределительное устройство высшего напряжения РУ ВН (напряжением 6 кВ), выполненное в виде сборки и предназначенное для подключения двух вводных трехжильных кабелей и кабеля, соединяющего шины с разъединителем, размещенным в этом же РУ;

б) трансформатор ТМ-50/6 с полной мощностью 50 кВА;

в) распределительное устройство низшего напряжения РУ НН напряжением 0,4/0,23 кВ, которое размещено в специальном отсеке КТПН. В этом РУ располагаются система сборных шин В1, коммутационные аппараты (автоматические выключатели) QF и трансформатор Т2, преобразующий переменный ток напряжением 220 В в переменный ток напряжением 12 В, который используется для осветительной сети.

На рис. 1.7 представлена схема более сложной трансформаторной подстанции 35/6 кВ.

Напряжение на распределительное устройство высшего напряжения (РУ ВН), расположенное вне сооружений (открытое распредустройство ‒ ОРУ), подается по двум воздушным ЛЭП W1 и W2 напряжением 35 кВ. На входе в РУ установлены линейные разъединители QS1 и QS 2, предназначенные для включения в работу и отключения на холостом ходу силовых трансформаторов Т1 и Т2. Разъединителями также создается видимый разрыв со стороны высшего напряжения при производстве ремонтов и технического обслуживания на оборудовании ТП. Для обеспечения безопасности при производстве работ на ТП разъединители оборудованы заземляющими ножами.

Для защиты от токов короткого замыкания при повреждении трансформаторов в РУ ВН устанавливаются предохранители. Разрядники FV1 и FV2 предназначены для защиты оборудования ТП от атмосферных и коммутационных перенапряжений. Силовые трансформаторы Т1 и Т2 установлены вне помещений и понижают напряжение с 35 до 6 кВ. Напряжение 6 кВ через выключатели Q1 и Q2 подается на секции шин, расположенные в сооружении РУ НН (закрытое распределительное устройство – ЗРУ).

 

 

 

Кроме того, от вторичных обмоток силовых трансформаторов Т1 и Т2 через разъединители QS1 и QS2 и, соответственно, предохранители FU1 и FU2 получают питание трансформаторы собственных нужд ТСН1 и ТСН2.

От секций шин РУ НН через выключатели высокого напряжения Q3, Q4, Q6 и Q7 получают питание несколько отходящих линий (фидеров) напряжением 6 кВ.

Измерительные трансформаторы тока ТА1 – ТА6 служат для подключения измерительных приборов (амперметров, счетчиков, ваттметров) и устройств релейной защиты.

К каждой из секций шин через разъединители QS5 и QS6 и соответственно предохранители FU5 и FU6 подключены трансформаторы напряжения TV1 и TV2, которые используются для измерения напряжения на шинах и контроля состояния изоляции шин и присоединений (фидеров). Для защиты трансформаторов напряжения от перенапряжений к шинам каждой из секций подключены вентильные разрядники FV3 и FV4.

Для восстановления питания потребителей с шин секций РУ НН при исчезновении напряжения на одном из вводов или при выходе из строя элемента питающей сети (трансформаторов Т1 или Т2 и других аппаратов) распредустройство низшего напряжения снабжено секционным выключателем QB. Секционный выключатель управляется устройством автоматического включения резерва (АВР), которое после исчезновения напряжения на одной из секций шин срабатывает, отключая аварийный ввод и соединяя шины обеих секций. При этом питание потребителей восстанавливается.

Количество и мощность трансформаторов (автотрансформаторов), а также состав оборудования РУ зависят от конкретных задач, которые должна решать данная подстанция.

Вместе с тем, при разработке и проектировании к трансформаторным подстанциям предъявляются и общие требования. Основными из них являются следующие:

1. Надежный транзит мощности через РУ ВН подстанции по местным и магистральным линиям.

2. Надежное электроснабжение присоединенных к ТП потребителей (в соответствии с их категориями надежности) в нормальном и в послеаварийном режимах работы.

3. Возможность дальнейшего расширения ТП.

4. Минимально возможные затраты на сооружение и эксплуатацию подстанции.

5. Удобство эксплуатации оборудования ТП.

Кроме вышеперечисленных общих требований к каждой вновь сооружаемой подстанции предъявляются специальные требования, указанные в техническом задании на проектирование и определяемые ее местом в системе электроснабжения и конкретным назначением ТП.

 

Синхронные генераторы

 

Для выработки электроэнергии на электростанциях применяют синхронные генераторы трехфазного переменного тока. Различают следующие виды генераторов: турбогенераторы, у которых в качестве первичного двигателя используется паровая или газовая турбина, гидрогенераторы (первичный двигатель – гидротурбина), дизель-генераторы, капсульные генераторы и т.д.

Для синхронных электрических машин в установившемся режиме имеется строгое соответствие между частотой вращения ротора n (об./мин) и частотой переменного тока в сети f (Гц):

где р – число пар полюсов обмотки статора генератора.

Паровые и газовые турбины выпускают на большие частоты вращения (3000 и 1500 об./мин), так как при этом турбогенераторы имеют наилучшие технико-экономические показатели.

На ТЭС, сжигающих обычное топливо, частота вращения агрегатов, как правило, составляет 3000 об./мин, поэтому синхронные турбогенераторы имеют два полюса. На АЭС применяют агрегаты с частотой вращения 1500 и 3000 об./мин. Соответственно они имеют две или одну пару полюсов.

Быстроходность турбогенератора определяет особенности его конструкции. Эти генераторы выполняются с горизонтальным валом, на котором размещается ротор. Ротор турбогенератора, работающий при больших механических и тепловых нагрузках, изготавливается из цельной поковки специальной стали (хромоникелевой или хромоникельмолибденовой), обладающей высокими магнитными и механическими свойствами.

Роторы турбогенераторов выполняется неявнополюсными (рис. 1.8, а).

 

Так как частота вращения ротора турбогенератора велика, его диаметр ограничивается соображениями механической прочности (при 3000 об./мин диаметр ротора не превышает 1,1–1,2 м). Длина бочки ротора из условий допустимого статического прогиба вала и получения приемлемых вибрационных характеристик также имеет предельное значение, равное 6–6,5 м.

В активной части ротора, по которой проходит основной магнитный поток, фрезеруются пазы, заполняемые катушками обмотки возбуждения. В пазовой части обмотки закрепляются немагнитными, легкими, но прочными клиньями из алюминиевого сплава. Лобовая часть обмотки, не лежащая в пазах, с помощью бандажа предохраняется от смещения под действием центробежных сил. Бандажи являются наиболее напряженными в механическом отношении частями ротора и обычно выполняются из немагнитной высокопрочной стали. По обеим сторонам ротора на его валу устанавливаются вентиляторы (чаще всего пропеллерного типа).

Статор генератора состоит из корпуса и сердечника. Корпус изготавливается сварным, с торцов он закрывается щитами. Сердечник статора набирается из изолированных листов электротехнической стали толщиной 0,5 мм. Листы набирают пакетами, между которыми оставляют вентиляционные каналы. В пазы, имеющиеся во внутренней расточке сердечника, укладывается трехфазная обмотка, обычно двухслойная.

Гидравлические турбины имеют обычно относительно малую частоту вращения (60–600 об./мин). Частота вращения турбины тем меньше, чем меньше напор воды и чем больше ее мощность. Поэтому гидрогенераторы, являясь тихоходными машинами, имеют большие размеры и массу, а также большое число полюсов. Например, при сетевой частоте 50 Гц и частоте вращения вала 60 об./мин, необходимо иметь 50 полюсов. Гидрогенераторы выполняют с явнополюсными роторами (рис. 1.8, б), преимущественно с вертикальным расположением вала.

На полюсах ротора помимо обмотки возбуждения размещается еще так называемая демпферная обмотка. Эта обмотка предназначена для успокоения колебаний ротора агрегата, которые возникают при всяком возмущении, связанном с резким изменением нагрузки генератора.

В гидрогенераторе роль успокоительной обмотки выполняют массивная бочка ротора и металлические клинья, закрывающие обмотку возбуждения в пазах.

В последние годы начинают находить применение так называемые капсульные генераторы (рис. 1.9), имеющие горизонтальный вал. Такие генераторы заключаются в водонепроницаемую оболочку (капсулу), которая с внешней стороны обтекается потоком воды, проходящим через турбину. Капсульные генераторы изготавливают на мощность до нескольких десятков МВА. Это сравнительно тихоходные генераторы (частота оборотов обычно от 60 до 150 об./мин) с явнополюсными роторами.

Среди других типов синхронных генераторов, применяемых на электростанциях объектов наземных комплексов, широко применяются дизель-генераторы, созданные на базе дизельного двигателя внутреннего сгорания. Это явнополюсные машины с горизонтальным валом. Дизель является поршневой машиной и имеет неравномерный крутящий момент, поэтому дизель-генератор снабжается маховиком или его ротор выполняется с повышенным маховым моментом.

Завод-изготовитель производит синхронные генераторы для определенного длительно допустимого режима работы, который называется номинальным. Этот режим характеризуется параметрами, которые указываются в табличке-«шильдике», прикрепленной на корпусе аппарата, а также в паспорте машины. Рассмотрим эти параметры.

Номинальное напряжение генератора U НГ– это линейное (междуфазное) напряжение обмотки статора в номинальном режиме.

Номинальный ток генератора I НГ– это значение тока, при котором допускается длительная нормальная работа генератора при нормальных параметрах охлаждения (температура, давление и расход охлаждающего газа и жидкости) и номинальных значениях мощности и напряжения, указанных в паспорте генератора.

Номинальная мощность генератора – это максимальная полная мощность в кВА, которую генератор может вырабатывать сколь угодно долго, .

Номинальная активная мощность генератора РНГ– это наибольшая активная мощность, для длительной работы с которой он предназначен.

РНГ = SНГcosjН.

Промышленность выпускает двухполюсные турбогенераторы мощностью 2,5; 4; 6; 12; 30; 50; 60; 100; 150; 200; 300; 500; 800 и 1200 МВт.

Номинальный ток ротора I НР– это наибольший ток возбуждения генератора, при котором обеспечивается отдача генератором его номинальной мощности, при отклонении напряжения статора в пределах ± 5% номинального значения и при номинальном коэффициенте мощности.

Номинальный коэффициент мощности cos j Н принимается равным 0,8 для генераторов мощностью до 588 МВА и гидрогенераторов до 360 МВА и 0,9 – для более мощных машин. Для капсульных гидрогенераторов обычно cosj »1.

Каждый генератор характеризуется также коэффициентом полезного действия (η), определяемым при номинальной нагрузке и номинальном коэффициенте мощности. У современных генераторов КПД колеблется в пределах 96–99%, если коэффициент мощности находится в диапазоне 0,8 – 0,9.

Сравнительная характеристика синхронных генераторов электростанций приведена в табл. 1.2.

 

Таблица 1.2. Сравнительная характеристика генераторов

Параметры

Ед. изм.

Усл. обозн.

Типы генераторов

турбо-генераторы гидро-генераторы
Частота вращения об./мин n 1500, 3000 60–600
Количество пар полюсов шт. p 2 или 1 5–50
Масса ротора т mp 3,5–100 30–935
Общая масса генератора т m0 16–600 75–1790
Диаметр ротора м Dp 1,1–1,2 5–16
Номинальное напряжение кВ Uн 6,3–24 3,15–15,75
Номинальный ток кА Iн 0,35–32 0,6–26
Номинальная активная мощность МВт Рн 2,5–1200 8–640

Контрольные вопросы по главе 1

1.     Что называется электроснабжением?

2.     Что называется электроустановкой?

3.     Что называется источником электроэнергии?

4.     Что называется приемником и потребителем электрической энергии?

5.     Что называется электрической подстанцией?

6.     Что называется преобразовательной подстанцией?

7.     Что называется трансформаторной подстанцией?

8.     Каково назначение системных, головных и потребительских ТП?

9.     Что называется электростанцией?

10.  Что называется распределительным устройством?

11.  Что называется электрической сетью?

12.  Что называется системой электроснабжения?

13.  Что называется электроэнергетической системой?

14.  Что называется энергетической системой?

15.  Какие номинальные напряжения применяются в электрических сетях ВКС?

16. Как трансформаторные подстанции подразделяются по назначению?

17. Какие трансформаторные подстанции называются станционными?

18. Какие трансформаторные подстанции называются системными?

19. Какие трансформаторные подстанции называются сетевыми?

20. Какие трансформаторные подстанции называются потребительскими?

21. Как трансформаторные подстанции подразделяются по конструкции?

22. Как трансформаторные подстанции подразделяются по режиму работы?

23. Как трансформаторные подстанции подразделяются по способу управления?

24. Как трансформаторные подстанции подразделяются по способу присоединения к сети?

25. Как трансформаторные подстанции подразделяются по способу сооружения?

26. Как трансформаторные подстанции подразделяются по расположению на местности?

27. Из каких основных частей состоит трансформаторная подстанция?

28. Какие общие требования предъявляются к трансформаторным подстанциям?

29. Что такое синхронный генератор?

30. Чем явнополюсный ротор отличается от неявнополюсного?

31. Что такое капсульный генератор?

32. На какие мощнсти изготавливаются капсульные генераторы?

33. Что называется номинальным напряжением генератора?

34. Что называется номинальным током генератора?

35. Что называется номинальной мощностью генератора?

36. Что называется номинальной активной мощностью генератора?

37. Что называется номинальным током ротора генератора?

38. Какие значения коэффициента мощности являются номинальными для генераторов электростанций?

39. Какие значения коэффициента мощности являются номинальными для капсульных гидрогенераторов?

40. Чему равен КПД современных генераторов?

ТП фикс для OSS | Холматро

Точное вертикальное размещение TP на MP для позиционирования морской подстанции (OSS). По заказу STX France компания Holmatro поставила систему фиксации TP для ветряной электростанции Rentel и провела приемочные испытания площадки.

По заказу:  STX Франция 
Местоположение: Бильбао, Испания

Ситуация

В 2017 году начинается строительство Rentel, пятой бельгийской морской ветровой электростанции.К концу 2020 года ветропарк будет завершен. Рентэл состоит из 42 ветряков. Он будет производить 309 мегаватт (МВт) и 1,1 гигаватт-часа (ГВтч) в год. Новые турбины будут самыми большими в Северном море.

Sif и Iemants (Smulders Group) получили заказ на поставку 42 монолитных фундаментов для проекта. Сиф отвечает за производство, а Иемантс позаботится об оснащении переходных элементов. Энергия, вырабатываемая турбинами, будет передаваться на морскую подстанцию ​​(OSS).STX France отвечает за изготовление морской подстанции для морской ветряной электростанции, которая будет установлена ​​в бельгийском Северном море, примерно в 40 км к северу от Остенде.

Challenge

Iemants (Smulders Group) ранее использовали систему фиксации TP Holmatro. Подробнее об этом проекте читайте здесь. Тем не менее, STX впервые использовали нашу систему. Достаточно причин, чтобы провести для них приемочный тест сайта   .

Решение

На северном испанском предприятии Navacel в Бильбао наши инженеры вместе с заказчиком проработали этапы установки компонентов системы.Затем баллоны вентилировали ручным насосом PA 18 h3, и систему испытывали при максимальном давлении. Одним из преимуществ приемочного тестирования сайта является то, что пользователь может испытать систему в своей собственной среде, и при необходимости можно задать вопросы. Кроме того, тестирование на месте повышает уровень прикладных знаний наших инженеров, что помогает им находить инновационные рыночные решения.

Хотите узнать больше об этом проекте? Свяжитесь с нами по электронной почте [email protected] или позвоните по телефону +31 (0) 162 751500.

 

Назначение и задачи АСУ ТП ПС

Назначение АСУ ТП ПС

АСУ ТП подстанции разработана для:

· автоматизация функций управления технологическими процессами и диагностики подстанции с выделением необходимой информации на всех уровнях оперативной иерархии в нормальном, аварийном и послеаварийном режимах работы подстанции;

· повышение надежности работы подстанций;

· предотвращение ошибок персонала;

· снижение эксплуатационных расходов.

Задачи АСУ ТП ПС

Задачи АСУ ТП следующие:

· Повышение надежности системы управления ПС и на этой основе повышение надежности электроснабжения потребителей.

 

· Создание надежного обеспечения персонала информацией о технологическом процессе подстанции в нормальном, ремонтном, аварийном и послеаварийном режимах.

· Создание единого комплекса технических и программных средств контроля, диагностики и управления оборудованием подстанций с интеграцией РУ и СА и измерительной системы.

· Расширение функциональности системы управления ПС за счет использования микропроцессорной техники.

· Снизить аварийность основного оборудования СС.

· Минимизация ошибок оперативного персонала ПС.

· Снизить затраты на ремонтно-восстановительные работы и текущий ремонт основного оборудования ПС.

· Адекватный анализ отказов оборудования ПС.

· Снижение эксплуатационных расходов, сокращение численности обслуживающего персонала ПС.

· Автоматизация процесса управления режимами оборудования СБ.

· Меньшее время операции переключения.

· Повышение качества и оперативности централизованного диспетчерского управления ПС.

· Создание условий для безопасной эксплуатации основного оборудования ПС и повышение уровня безопасности труда оперативного персонала.

· Увеличение срока службы и повышение надежности работы основного оборудования СБ, РУ и СА и средств измерений за счет оптимизации режимов работы и применения современных методов диагностики.

 

Функции, выполняемые АСУ ТП СС

Функции процесса

Мониторинг текущего режима подстанции и состояния ключевой диаграммы

В комплект поставки САУ ТП должно быть включено управление положением следующих коммутационных аппаратов:

· Принципиальная схема ПС (всех классов напряжения).

· Вспомогательная подсистема.

· Подсистема рабочего тока.

Измерение режима тока должно быть обеспечено:


· от всех основных измерительных трансформаторов тока и напряжения главной цепи

· от вспомогательной подсистемы переменного/постоянного тока

Контроль состояния оборудования и готовности к работе

Он должен контролировать состояние и доступность следующего оборудования и связанных с ним технологических систем:

· Автотрансформаторы (трансформаторы), трансформаторы тока и напряжения.

· Оборудование RP & SA.

· Система измерения.

· Система вспомогательного и оперативного тока.

· Аккумуляторы, зарядные устройства и источники бесперебойного питания.

· Системы учета электроэнергии.

· Система диспетчерского управления и система контроля доступа.

· Система пожаротушения.

· Подсистемы кондиционирования и вентиляции помещений ГИС.

Мониторинг режимов работы оборудования

Должен быть обеспечен контроль режимов работы оборудования:

· Синхронное измерение тока, напряжения, мощности, температуры, давления и других параметров работы оборудования в нормальном, предаварийном и аварийном режимах.

· Контроль выходных режимов оборудования за установленные пределы с выдачей сигнала тревоги.

Автоматизированное управление оборудованием подстанции

Должно быть предусмотрено дистанционное автоматизированное управление со следующих уровней:

С верхнего (подстанционного) уровня силами оперативного персонала ТС или ТС верхнего уровня управления:

· Путем дистанционного управления СУ 110\330кВ принципиальной электрической схемы (выключатели, разъединители, заземлители и т.д.) с учетом логических блокировок.

· Автоматизированное управление оборудованием с использованием алгоритмов оперативного переключения бланков (в рамках технологических регламентов и нормативных документов).

· Автоматическими выключателями 10\35кВ

 

· Вводными и секционными автоматами щитов собственных нужд и постоянного тока.

С уровня подключения:

· От встроенного контроллера отсека мнемосхемы, или группы отсеков, или отсека мнемосхемы, который управляется контроллером присоединения

С нижнего уровня (уровень процесса):

· Из шкафа управления СУ.

Примечание: для повышения надежности системы управления должна быть предусмотрена следующая иерархия управления SU:

В штатном режиме работы СКУД ТП:

· Выключатели, разъединители и заземлители с электрическим приводом 110/330 кВ должны управляться элементами управления, входящими в состав контроллера присоединения (из мнемосхемы на сенсорной панели контроллера присоединения или мнемосхемы присоединения, управляемой контроллер присоединения), обеспечивающий все технологические замки.Команды управления записываются в журнал событий контроллера присоединения.

· Выключатели 10/35 кВ, РПН, вводные и секционные выключатели 0,4 кВ, насосы пожаротушения и задвижки должны управляться кнопками (ключом) в шкафах РП и СА, РПН, AuxBoard, DC борт в СС. Команды управления записываются в журнал событий контроллера присоединения.

Когда контроллеры присоединения (уровня подключения) вышли из строя:

· Управление выключателями, разъединителями, заземлителями 110/330 кВ, насосами пожаротушения и задвижками должно осуществляться в местах расположения СУ (шкафы управления СУ устанавливаются в местах, где безопасна их эксплуатация и обслуживание).

Для управления оборудованием (локальным, дистанционным) должна быть предусмотрена программная или аппаратная блокировка, исключающая одновременное управление с разных рабочих мест, а также должна быть реализована логика технологической блокировки (от режима разомкнутой фазы, от «перескакивания», от асинхронного включения, от управление операциями деупорядочения и т. д.).

Все действия оперативного персонала по управлению оборудованием с БП или на месте должны фиксироваться в архиве ТП АСУ с указанием времени, характера и способа управления.

В АСУ ТП также должны фиксироваться операции по режиму управления СУ («местный» – «дистанционный») с указанием уровня управления.

Команды управления должны передаваться от АСУ ТП к исполнительным механизмам СУ по медному многожильному кабелю управления.

Допускается передача команд управления от контроллеров АСУ ТП на привод через устройства релейной защиты на базе МП с использованием дискретных выходов этих устройств.

Организация системы оповещения и сигнализации

Должна быть обеспечена система оповещения и сигнализации.

Разделение сигнализации на тревожные и предупредительные должно осуществляться путем присвоения каждому сигналу определенного класса или уровня.

Аварийный сигнал и предупреждение должны сопровождаться разными звуковыми сигналами и отображаться разными цветами.

 

Возникновение этих событий и их исчезновение должны фиксироваться в архивах АСУ ТП с указанием времени и признаков сигнального характера (тревога, предупреждение).

 

При подтверждении сигнала должна быть записана конкретная ОП WS, от которой идет прием.Подтверждение сигнала должно осуществляться с ОР РП, при этом должны перестать мигать тревожные теги объекта.

Должна быть предусмотрена возможность формирования групповой сигнализации, обобщающей заданный набор сигналов, относящихся к одному соединению, одному распределительному устройству и т.д.

Система оповещения

Система оповещения должна обеспечивать обслуживающий персонал:

· при выходе за установленные пределы и возврате к нормальному состоянию технологических параметров

· при изменении состояния автоматики

· при срабатывании технологических устройств АТ,

· при действии блокировки, ASA (автоматическая резервная активация) источников питания,

· при возникновении ошибки аппаратных средств АСУ ТП (в т.ч. системы контроля трансформаторного оборудования),

· при сбое питания и т.д.

45.1.5.2 Система сигнализации:

· при отклонениях в аварийной настройке РУ и СА.

Регистрация чрезвычайных ситуаций

Должна быть обеспечена регистрация и запись технологической информации в историческую базу данных в заданном формате и через определенные промежутки времени:

· Значения измеренных аналоговых сигналов.

· Любые варианты цифровых сигналов.

· Параметры выходят за пределы настройки сигналов тревоги и предупреждений и возвращаются к нормальным значениям.

· Команды управления.

· Диагностическая информация.

· Результаты определения места повреждения (FLI) на ЛЭП.

· Работа устройств технологической сигнализации.

· Срабатывание и сброс устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, осциллограммы аварийных процессов.

· Переключение режимов работы оборудования и автоматики с использованием системы оперативного управления.

· Системные события, генерируемые внутри СКУД ТП (включая данные самодиагностики программно-аппаратными средствами).

· Сообщения о действиях оператора и системные сообщения.

При записи параметров в БД должна быть зафиксирована регистрация технологического параметра:

а) При появлении данной информации в фактическом источнике информации в соответствии с протоколом обмена информацией

б) При отсутствии указания источника информации о временной метке – в базе данных фиксируется время регистрации информации в ее записи в архивной базе данных

Проектирование и применение — SERGI Transformer Protector

ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРА (TP) имеет несколько конфигураций защиты, которые в основном зависят от конструкции трансформатора и технических условий заказчика.SERGI Transformer Protector фокусируется на предложении эффективного, доступного и совместимого решения, чтобы упростить его внедрение, не влияя на конструкцию трансформатора тока.

ТП может быть установлен на существующий или новый трансформатор мощностью от 0,1 до 1000 МВА и выше. Предлагается различная конструкция в зависимости от конструкции и расположения трансформатора.

Основными компонентами ТП, если применимо, являются:

Комплект для сброса давления в баке

Устанавливается на трансформатор для быстрого сброса давления в основном баке.По конструкции трансформатора устанавливается один из нескольких комплектов

Комплект для сброса давления РПН

Устанавливается на подвеску O n- L ap T ap C (РПН) для сброса давления в каждом из отсеков

Втулка револьверной головки Набор для сброса давления

Устанавливается на турели проходных изоляторов, если этого требует конструкция трансформатора, и при наличии смотровых люков для обеспечения быстрого сброса давления в этой чувствительной точке

Комплект для сброса давления в кабельных коробках

Устанавливается на каждой коробке масляного кабеля для быстрого сброса давления в отсеке в случае короткого замыкания

Резервуар для сепарации нефти и газа

Возможность разделения нефти и газа на:

  • Предотвращение загрязнения окружающей среды
  • Направить взрывоопасные газы в безопасную зону

Шкаф ТП

Обеспечение эффективной эвакуации взрывоопасных газов после срабатывания ТП

Блок управления

Информирование пользователей о пассивных и активных операциях ТП

 

Предпочтительной конструкцией является установка (установки) вертикального сброса давления с резервуаром для разделения нефти и газа, расположенным сбоку от трансформатора, для оптимизации затрат на установку и конструкции подстанции.

Узнайте больше о компонентах TP, запустите следующее видео

 

ТП используется в:

  • Электроэнергетика
    • Генерация: гидро, атомная, тепловая, ветровая, солнечная и т. д.
    • Передача: для всех подстанций, включая HVDC
    • Распределение: распределительные подстанции, подземные трансформаторы и т. д.
  • Промышленность
    • Сталь
    • Нефть и газ
    • Горнодобывающая промышленность
    • Цемент
    • Еда и напитки
  • Чувствительные зоны, связанные с потенциальными травмами или ведущие к эвакуации критически важных людей
    • Больницы
    • Подземные трансформаторы
    • Интерьеры зданий
    • Школы
    • Парки
    • Аэропорты
  • Экологическая зона с риском утечки нефти или лесного пожара
    • Засушливые зоны
    • У рек
    • Ближние моря
    • У озер
  • Риск сообщества, который может привести к репутации бренда или политическим последствиям
    • Высокочувствительные растения, напр.грамм. Сайты Seveso для европейского регламента
    • Предприятия, имеющие отношение к атомной промышленности
    • Районы рыболовства
    • Сайты объявлений
    • Туристические районы

Обучение работе с подстанциями | Транспауэр

Спецификация услуг Transpower TP.SS 06.25 устанавливает минимальные уровни компетентности, необходимые для работников электропередач, занимающихся проверкой, строительством, обслуживанием, тестированием или демонтажом передающих активов на подстанциях Национальной энергосистемы.

Сюда входят те, кто въезжает в зоны ограниченного доступа Transpower для другой работы для Transpower или связанных сторон.

Программа

Grid Skills обеспечивает обучение навыкам и знаниям, необходимым для достижения уровня компетентности для подстанций. В сочетании с опытом, полученным на рабочем месте, это приведет к тому, что работники приобретут необходимую компетентность для выполнения требуемой работы.

Обучение подстанции

разделено на три основные области:

  • Соответствие требованиям подстанции
  • Техническая подстанция
  • Курс повышения квалификации по подстанции

Соответствие требованиям подстанции

Чтобы поступить и работать на подстанции Transpower, вы должны пройти обучение, соответствующее типу работы, которую вы выполняете.После того, как обучение было проведено, ваш работодатель должен провести дополнительную оценку компетентности, чтобы признать вас компетентным.

В октябре 2017 года Transpower вводит новые курсы по соблюдению требований, как указано в 06.25. Нажмите здесь, чтобы просмотреть новый путь соответствия.

Для тех, кому необходимо пройти вводный инструктаж (SSI) , нажмите здесь, чтобы загрузить ресурсы SSI:  SSI – Часть A  и SSI – Часть B.   Дополнительные инструкции о том, как лучше всего использовать эти два ресурса, включены в Часть А.

Техническая подстанция

Это обучение предназначено для всех, кому необходимо выполнять какие-либо работы на подстанции, и состоит из нескольких различных учебных модулей, позволяющих получить необходимые знания и навыки для достижения требуемой компетенции. Обучение, проводимое в этой области, является гораздо более подробным и комплексным, а курсы носят более технический характер.

В этом году мы добавили ряд новых предложений в курсы торговли подстанциями. Нажмите здесь, чтобы узнать о новом пути обучения техническому обучению подстанций.

Обновление подстанции

Обучение, которое необходимо проводить регулярно, проводится на курсах повышения квалификации. Это обучение, более короткое по продолжительности, чем первоначальный курс, сосредоточено на основных навыках, которые необходимо поддерживать. Курсы повышения квалификации для входа на подстанцию, управления работами и получения разрешений теперь доступны в форме дистанционного обучения (вебинар).

Телезащита C37.94, E1, IP/MPLS / MPLS-TP, IEC-61850 GOOSE

VCL-TP, телезащита IEEE C37.94 оптоволоконный интерфейс

VCL-TP, оборудование телезащиты — это чрезвычайно прочный продукт, который был разработан для надежной работы даже в самых сложных условиях и окружающей среде. Оборудование телезащиты VCL-TP предлагает до 8 двусторонних независимых каналов управления, которые могут работать выборочно, в комбинации или одновременно по оптоволоконному каналу, совместимому с C37.94.

VCL-TP, Оборудование для телезащиты может использоваться независимо в приложении «точка-точка» между двумя узлами, соединенными оптоволоконным каналом, или может использоваться как интегрированная часть VCL-MX версии 6, передача голоса и данных E1. решение мультиплексора по сетям передачи данных SDH или PDH.

Доступно с:

  • Многомодовый волоконно-оптический интерфейс, совместимый с IEEE C37.94, для передачи по многомодовому оптоволоконному каналу ближнего радиуса действия
  • Одномодовый волоконно-оптический интерфейс, совместимый с модуляцией IEEE C37.94, для передачи по одномодовому оптоволоконному каналу большой протяженности (≤ 40 км, ≤ 80 км, ≤ 120 км, ≤ 150 км, ≤ 180 км), без оптического кабеля повторители.

Технический паспорт

VCL-TP, Телезащита через IEEE C37.94 (1+1 резервный) Оптоволоконный интерфейс С дисплеем счетчика пройденного пути

VCL-TP, оборудование телезащиты — это чрезвычайно надежный и гибкий продукт, который доступен с резервированием оптического канала 1+1 (C37.94), источником питания 1+1 и панелью цифрового счетчика пройденного пути 8/16 с 8 настраиваемыми пользователем внешними Варианты релейного тревожного выхода.

VCL-TP, Оборудование для телезащиты может использоваться независимо, в автономном приложении «точка-точка» или как неотъемлемое расширение VCL-MX версии 6, мультиплексора голоса и данных E1 для обеспечения телезащиты в сетях передачи данных SDH или PDH. .

VCL-TP, оборудование для телезащиты — чрезвычайно надежный и гибкий продукт, предлагающий до 8 двусторонних независимых каналов управления, управляемых выборочно или одновременно, с широким выбором и множеством интерфейсов передачи.

Доступно с:

  • Многомодовый волоконно-оптический интерфейс, совместимый с IEEE C37.94, для передачи по многомодовому оптоволоконному каналу ближнего радиуса действия
  • Одномодовый волоконно-оптический интерфейс, совместимый с модуляцией IEEE C37.94, для передачи по одномодовому оптоволоконному каналу большой протяженности (≤ 40 км, ≤ 80 км, ≤ 120 км, ≤ 150 км, ≤ 180 км), без оптического кабеля повторители.

Технический паспорт

VCL-TP, телезащита с E1, 2,048 Мбит/с, по каналу E1/SDH

VCL-TP, E1 Оборудование для телезащиты — это чрезвычайно прочный продукт, который был разработан для надежной работы даже в самых сложных условиях и окружающей среде. Оборудование телезащиты VCL-TP предлагает до 8 двусторонних независимых каналов управления, которыми можно управлять через E1, 2.048 Мбит/с, вариант интерфейса G.703 для передачи по каналам E1.

Оборудование телезащиты VCL-TP, E1 может использоваться независимо в приложении «точка-точка» между двумя узлами, соединенными оптоволоконным каналом, или оно может использоваться как интегрированная часть VCL-MX версии 6, E1 для голосовых и мультиплексор данных по сетям передачи данных SDH или PDH.

Технический паспорт

VCL-TP, Телезащита со скоростью 64 Кбит/с, G.Опция сонаправленного интерфейса цифровых данных 703 для передачи по каналу передачи данных 64 Кбит/с

VCL-TP, оборудование телезащиты — это чрезвычайно прочный продукт, который был разработан для надежной работы даже в самых сложных условиях и окружающей среде. Оборудование телезащиты VCL-TP предлагает до 8 двусторонних независимых каналов управления, которые могут работать через сонаправленный интерфейс цифровых данных G.703 для передачи по каналу передачи данных со скоростью 64 Кбит/с.

VCL-TP, Оборудование для телезащиты может использоваться независимо в приложении «точка-точка» между двумя узлами, соединенными оптоволоконным каналом, или может использоваться как интегрированная часть VCL-MX версии 6, передача голоса и данных E1. решение мультиплексора по сетям передачи данных SDH или PDH.

Технический паспорт

VCL-TP, E1/IEEE C37.94 Телезащита 8 двоичных команд с IEC-61850 GOOSE

VCL-TP, оборудование для телезащиты — чрезвычайно надежный и гибкий продукт, доступный с резервированием каналов 1+1 (E1 + C37.94) или (C37.94 + C37.94), блоком питания 1+1 и 8 цифровыми Панель отображения счетчика пройденного пути с 8 настраиваемыми пользователем внешними релейными сигналами тревоги. Между оптическим интерфейсом C37.94 и интерфейсом E1 имеется резервная защита 1+1, защита маршрута/защита с автоматическим переключением на резервный канал в случае выхода из строя основного канала.

VCL-TP, Оборудование для телезащиты может использоваться независимо, в автономном приложении «точка-точка» или как неотъемлемое расширение VCL-MX версии 6, мультиплексора голоса и данных E1 для обеспечения телезащиты в сетях передачи данных SDH или PDH. .

VCL-TP, Оборудование телезащиты предлагает до 8 двусторонних независимых каналов управления, управляемых выборочно или одновременно, с широким выбором и множеством интерфейсов передачи.

Технический паспорт

VCL-TP Телезащита IEC 61850 GOOSE через интерфейс IP/MPLS

VCL-TP Телезащита — оборудование IEC-61850 GOOSE по IP/MPLS представляет собой оборудование высотой 2U, монтируемое в 19-дюймовую стойку, предназначенное для передачи сообщений IEC-61850 GOOSE* (*Generic Object Oriented Substation Event) по сети IP/MPLS. .Оборудование также обеспечивает 8 бинарных входов/выходов и выполняет функции GOOSE в бинарные/бинарные в GOOSE, тем самым позволяя пользователям устанавливать телезащиту VCL-TP — IEC-61850 GOOSE через оборудование IP/MPLS между подстанциями, где одна подстанция ( реле защиты) использует сообщения GOOSE, а другая дополняющая подстанция (реле защиты) использует двоичные команды.

Телезащита VCL-TP — IEC-61850 GOOSE over IP/MPLS обеспечивает тот же уровень «надежности» и «надежности», который пользователи ожидают от IEEE C37.Интерфейс связи на базе 94. Кроме того, телезащита VCL-TP — IEC-61850 GOOSE через IP/MPLS обеспечивает беспрецедентную безопасность, скорость, а также все преимущества системы на основе IEC-61850 GOOSE, работающей в среде «цифровой подстанции».

Технический паспорт

VCL-2709, IEEE C37.Конвертер 94 в E1

VCL-2709, преобразователь IEEE C37.94 в E1 — это прочный и надежный преобразователь протоколов с защитой от подстанций, который преобразует данные IEEE C37.94 в данные E1. VCL-2709 поддерживает приложения «точка-точка».

VCL-2709, оборудование IEEE C37.94 to E1 включает в себя функции точного восстановления тактовой частоты и регенерации тактовой частоты, которые позволяют передавать каналы IEEE C37.94 по сети E1/SDH для безошибочной передачи.

VCL-2709 доступен в версии для монтажа на DIN-рейку и в стандартной версии для монтажа в 19-дюймовую стойку высотой 1U.

Преобразователь VCL-2709 чаще всего применяется для расширения передачи данных устаревшего стандарта IEEE C37.94 по сети E1 между двумя подстанциями. Установив преобразователь VCL-2709, существующие интерфейсы IEEE C37.94 от реле защиты можно передавать по сети E1 без больших капиталовложений или без утомительной задачи по замене или переподключению IEEE C37.94 Реле, которые необходимо соединить с подстанциями на дальнем конце по каналам передачи E1 (SDH).

  • Количество интерфейсов C37.94 на карту: 1
  • Количество интерфейсов: 1 E1 (2,048 Мбит/с) Интерфейс (электрический G.703)

Спецификация

VCL-2710, многомодовый оптический преобразователь IEEE C37.94 в одномодовый

VCL-2710, IEEE C37.94 Многомодовый оптический преобразователь в одномодовый представляет собой защищенный преобразователь с защитой от подстанции, который преобразует многомодовый сигнал IEEE C37.94 в оптический одномодовый оптический сигнал. Оборудование предназначено для передачи многомодовых сигналов IEEE C37.94 по протяженным участкам одномодового оптоволокна. Преобразователь многомодового оптического сигнала IEEE C37.94 в одномодовый VCL-2710 включает в себя функции тактовой синхронизации и регенерации тактового сигнала, которые позволяют ему передавать многомодовый сигнал IEEE C37.94 по очень длинным одномодовым оптоволоконным каналам. Бюджет потерь оптического канала до 50 дБ (т.е. типичный радиус действия 167 миль / 270 км).

VCL-2710 предназначен для использования в приложениях «точка-точка». VCL-2710 соответствует спецификациям IEC-61850-3, электромагнитным помехам, электромагнитной совместимости, перенапряжениям и температуре, что делает его пригодным для установки на подстанциях для обеспечения бесперебойной работы даже в самых требовательных и суровых условиях.

VCL-2710 доступен в версии для монтажа на DIN-рейку и в стандартной версии для монтажа в 19-дюймовую стойку высотой 1U.

Технический паспорт

VCL-2711, IEEE C37.94 по IP/MPLS/Ethernet/MPLS-TP Передающее оборудование

Передающее оборудование VCL-2711, IEEE C37.94 по IP/MPLS/Ethernet/MPLS-TP представляет собой прочное, надежное передающее оборудование с защитой от подстанций, которое преобразует и передает до двух или четырех IEEE C37.94 Интерфейса по каналу IP/MPLS/Ethernet/MPLS-TP с производительностью, аналогичной SDH/SONET. Устройство VCL-2711 на дальнем конце получает поток данных Ethernet и повторно преобразует его обратно в интерфейсы IEEE C37.94. Устройства VCL-2711 всегда должны использоваться парами, по одному устройству на каждом конце канала Ethernet/IP/MPLS.

Оборудование VCL-2711, IEEE C37.94 over IP/MPLS/Ethernet/MPLS-TP можно использовать в топологии «точка-точка» или «точка-многоточка» с абсолютно нулевым количеством битовых ошибок и почти нулевым дрожания или дрейфа благодаря встроенному GPS (ITU-T G.811) совместимые основные опорные часы и IEEE 1588v2 PTP Slave опции синхронизации часов.

Технический паспорт

Консультации — инженер-специалист | Эффективность трансформатора: минимизация потерь трансформатора

Кеннет Л. Ловорн, PE, Lovorn Engineering Assocs, Питтсбург 12 июня 2013 г.

В 2002 году NEMA выпустило стандарт TP-1 в поддержку стандарта U.Руководство S. Dept. of Energy по более энергоэффективным электрическим устройствам. Этот стандарт был основан на предыдущем исследовании Агентства по охране окружающей среды США, показывающем, что типичный трансформатор сухого типа в нормальных условиях эксплуатации нагружается приблизительно до 35 % номинала, указанного на паспортной табличке. Поэтому ТП-1 установила таблицу минимального КПД для трансформаторов различных размеров при работе с линейными нагрузками (см. Таблицу 1). Эти показатели эффективности действительно невероятны, поскольку они варьируются от 97% до 98%.8%. Чего TP-1 не говорит вам, так это того, что очень маловероятно, что вы когда-либо увидите такую ​​эффективность в реальных установках. Кроме того, TP-1 не сообщает вам, что использование этих очень эффективных трансформаторов значительно повлияет на ваши электрические схемы.

Из-за различий между эффективностью, показанной в TP-1, и тем, что действительно происходит с реальными трансформаторами в реальных приложениях, подход, который вы используете в своем электрическом проекте, может значительно отличаться, когда вы пытаетесь спроектировать электрическую систему с минимальными потерями.В этой статье предлагаются предложения относительно того, как вы подходите к своим электрическим проектам, чтобы поддерживать минимальные потери в системных трансформаторах (см. Рисунок 1). Он также покажет области, в которых у вас будут большие потери, чем те, которые показаны в TP-1, независимо от того, какое направление проектирования вы выберете.

Линейность

ТП-1 был разработан с использованием линейных нагрузок. Однако в современной бизнес-среде большинство нагрузок являются нелинейными (богатыми гармоническим содержанием). Компьютеры, люминесцентные светильники, принтеры, лифты или частотно-регулируемые приводы двигателей генерируют гармоники.Применение гармонически богатых нагрузок к трансформаторам может удвоить или утроить их общие потери. Например, трансформатор мощностью 75 кВА, который обычно имеет потери 2% при нагрузке 35%, на самом деле будет иметь потери от 4% до 6%. Таким образом, нагрузка 26 кВА (35% от 75 кВА) будет иметь общие потери более 1,5 кВт.

Потери в сердечнике и катушке

Потери трансформатора представляют собой комбинацию потерь в сердечнике и в катушке. Потери в сердечнике состоят из потерь, возникающих при подаче питания на многослойный стальной сердечник.Эти потери практически постоянны от холостого хода до полной нагрузки, и для типичного повышающего трансформатора на 150 C составляют около 0,5% от номинальной мощности трансформатора при полной нагрузке. Потери катушки также называют потерями нагрузки, потому что они пропорциональны нагрузке трансформатора. Эти потери в катушках составляют разницу между 0,5% потерь в сердечнике и составляют от 1,5% до 2% от общей нагрузки.

Обычно общие потери трансформатора мощностью 75 кВА составляют около 1000 Вт при нагрузке 35 % или 1,3 %. Фактические потери при полной нагрузке трансформатора могут составлять более 3000 Вт для линейных нагрузок и 7000 Вт для нелинейных нагрузок.Это составляет 4 % и 9,3 % соответственно — значительно больше, чем в таблице NEMA TP-1 для минимальной эффективности трансформатора мощностью 75 кВА. Хотя общая концепция требования более энергоэффективных трансформаторов довольно хороша, инженеры могут быть очень осторожны при выборе трансформатора, когда предполагаемые условия эксплуатации не соответствуют базовым критериям, которые использовались при разработке таблицы TP-1.

При выборе трансформаторов с более низкими температурными характеристиками, т. е. 115 и 80 C, вместо стандартных трансформаторов 150 C, потери в сердечнике и нагрузке изменятся.Для уменьшения повышения температуры ядро ​​увеличено в размерах. Это увеличивает потери в сердечнике, но снижает потери нагрузки, поэтому, в зависимости от предполагаемой рабочей точки, общие потери могут быть выше или ниже, чем у стандартного трансформатора. Из-за меньших потерь в сердечнике общие потери трансформатора на 150 С меньше, чем общие потери трансформатора на 80 С при нагрузке примерно до 60 %. При загрузке трансформатора более 60 % общие потери меньше, чем у трансформатора на 150 Кл того же размера (см. рис. 2).

Хорошим компромиссом между потерями в сердечнике и нагрузкой является повышающий трансформатор на 115 C. Хотя потери в сердечнике несколько выше, чем в трансформаторе на 150 С, они меньше, чем потери в сердечнике трансформатора на 80 С. Соответственно, потери при нагрузке меньше, чем у трансформатора на 150 Кл, что позволяет снизить общие потери по сравнению с трансформатором на 150 Кл при нормальных условиях эксплуатации (см. «Знать данные о потерях, нагрузка при выборе трансформаторов»).

Распределительные трансформаторы и ТП-1

Трансформаторы с первичным напряжением 34 В.5 кВ и менее и вторичные напряжения менее 600 В также должны соответствовать показателям эффективности ТП-1 при линейной нагрузке 35 %. Однако TP-1 распространяется только на трехфазные распределительные трансформаторы мощностью от 15 кВА до 1000 кВА, поэтому более крупные трансформаторы не рассматриваются в этом стандарте. Кроме того, распределительные трансформаторы традиционно рассчитаны на нагрузку от 50% до 75%. Как отмечалось ранее для небольших трансформаторов сухого типа, нагрузки, которые превышают 35% точки TP-1, будут иметь значительно большие потери, чем табличные значения.Таким образом, хотя цель TP-1 была очень высокой, она не применима к реальным установкам.

Исторически сложилось так, что распределительные трансформаторы имели номинальный импеданс 5,75%. Поскольку электроэнергетические предприятия работали над снижением своих эксплуатационных расходов, импеданс распределительных трансформаторов упал до значения всего 1,5%. Поскольку коммунальные предприятия обычно поглощают потери трансформатора как часть своих эксплуатационных расходов, процент импеданса снижается с 5.75% до 1,5% сэкономил более 70% своих потерь на трансформаторе. Это оказалось очень удобным, поскольку ТП-1 требовал, чтобы эти трансформаторы имели более высокий КПД, в то время как коммунальные предприятия пытались снизить свои эксплуатационные расходы.

Этот процесс имел отрицательный побочный эффект, который не был сразу очевиден, но оказал большое влияние на конструкцию инженера-электрика: доступный режим короткого замыкания на вторичной обмотке трансформатора. Трансформатор мощностью 1000 кВА с 5.Полное сопротивление 75 % будет иметь допустимую нагрузку на отказ 21 000 А при 480 В, предполагая бесконечную шину на первичной стороне. При тех же критериях для трансформатора с импедансом 1,5 % допустимая нагрузка при отказе составит 80 000 А. Тот же трансформатор, работающий со вторичной обмоткой 120/208 В, будет иметь допустимую нагрузку при отказе 48 000 А и 185 000 А соответственно. Это повышение эффективности работы оказывает большое влияние на конструкцию электрической системы, особенно при напряжении нижней вторичной обмотки 120/208 В (см. «Расчеты понижающих трансформаторов»).

Хотя в TP-1 не учитывались трансформаторы с номинальной мощностью более 1000 кВА, было аналогичное снижение их импеданса, что повлияло на экономию на согласовании для этих более крупных трансформаторов. Как и следовало ожидать, доступные токи короткого замыкания для трансформатора мощностью 2500 кВА значительно, хотя и пропорционально больше. При напряжении 480 В ток короткого замыкания увеличится с 52 000 А до более чем 200 000 А для трансформатора с импедансом 1,5 %. Слава богу, трансформаторы такого размера обычно не имеют вторичной обмотки на 208 В, потому что ток короткого замыкания приближается к 500 000 А.

Применение

В стремлении инженера снизить энергопотребление соответствие трансформатора ожидаемой нагрузке имеет решающее значение для достижения этой цели. При применении повышающего трансформатора на 150 Кл в слабонагруженной линейной цепи потери, отмеченные в TP-1, будут очень близки к фактическим потерям. Тем не менее, более тяжелые нагрузки трансформатора предполагают инженерную конструкцию вокруг одного из трансформаторов с более низким нагревом, таких как трансформаторы на 115 C или 80 C. Когда имеются значительные гармонически богатые нагрузки, которые должны питаться от сухого трансформатора, наименьшие потери, вероятно, будут достигнуты при использовании трансформаторов с номиналом K, рассчитанных на ожидаемые гармонические токи.

Необдуманный выбор трансформатора может превысить потери, указанные в TP-1, на 300–400 %, что приведет к отрицательному возврату инвестиций из-за увеличения стоимости трансформаторов с более высоким КПД.

Знать данные о потерях, загружая при указании трансформаторов

Изучая эту статью, автор нашел весьма интересным тот факт, что опубликованных данных о потерях для всех основных запрошенных производителей практически не существовало. На вопрос о потерях в рабочих точках, кроме загрузки 35% для ТП-1, оказалось, что ничего нет.Кроме того, данные о потерях для трансформаторов, работающих при нагреве до 80°C, до 115°C и трансформаторов с номиналом K, также были недоступны. Запрашивая у местного представителя по продаже трансформаторов данные о потерях в рабочей точке, для которой вы проектируете, и для типа трансформатора, который вы проектируете, вы можете сэкономить своему клиенту много долларов за счет экономии энергии. Однако включение в вашу конструкцию стандартного повышающего трансформатора на 150 C при планировании работы трансформатора с нагрузкой, отличной от 35 %, и со значительным процентом нелинейных нагрузок может привести к значительным затратам вашего клиента в течение срока службы трансформатора.

Расчет понижающих трансформаторов

Одно предостережение относительно понижающих трансформаторов: при преобразовании с 480 В на 120/208 В эти сухие трансформаторы с малыми потерями могут подкрасться к вашей конструкции. В прежние времена с более высоким импедансом инженеру обычно не приходилось беспокоиться о наличии автоматических выключателей ответвления с более высокой отключающей способностью, когда они были подключены после сухого трансформатора, а остальная часть распределительной системы была полностью номинальной системой. Трансформаторы с более низким импедансом составляют всего 112 Ом.5 кВА могут иметь доступные режимы работы при отказе, которые потребуют использования выключателей с режимом отключения более 10 000 А. При использовании сухих трансформаторов, таких как 300 кВА, 480/120/208 В, доступные режимы при отказе могут превышать 40 000 А, что требует ваша электрическая схема должна использовать 65 000 автоматических выключателей. Нагрузку 120/208 В лучше разбить на мелкие деления, чтобы максимальная мощность трансформатора не превышала 75 кВА с импедансом не менее 2% и можно было использовать нижние отключающие выключатели (читай: менее дорогие).


Ловорн является президентом Lovorn Engineering Assocs. Он является членом редакционно-консультативного совета Consulting-Specifying Engineer.

Есть ли у вас опыт и знания по темам, упомянутым в этом содержании? Вам следует подумать о том, чтобы внести свой вклад в нашу редакционную команду CFE Media и получить признание, которого вы и ваша компания заслуживаете. Нажмите здесь, чтобы начать этот процесс.

Подстанции и ТП Хижины — Southern Electrics

Вдохновившись искрой(!) интереса к одной-двум веткам, я подумал, может быть, стоит открыть обсуждение темы подстанций и путезапараллельных изб для д.м.н.в. Электрифицированные железные дороги, особенно с учетом того, что схемы 3-го рельса SR и 4-го рельса LT в настоящее время «прорастают повсюду».

 

Существует огромная общность между базовой подстанцией и, где они используются, ТПН, устройствами на всех линиях постоянного тока. Электрифицированные железные дороги, поэтому справедливо рассматривать все вместе, но следует иметь в виду, что здания/сооружения, начиная с 1930-х гг., весьма различаются между районами/системами.

 

Я приведу краткое описание подстанций типов SR и BR(S) для начала, в надежде, что это вызовет интерес и поможет построить модель.

 

Электрификации 1900-1930 годов (везде, а не только в СР) распределяли электроэнергию от электростанций к подстанциям, которые содержали трансформаторы (для понижения напряжения) и «роторные преобразователи», огромные мотор-генераторы для преобразования переменного тока в электроэнергию. в округ Колумбия. Оборудование было размещено в зданиях, которые больше похожи на неф приходской церкви и получили прозвище «соборы». -_198168.jpg

 

1930-1940 гг. эсеры разработали и использовали типовую конструкцию, которая имела наружные высоковольтные распределительные устройства и трансформаторы, а также ртутно-дуговой выпрямитель, плюс d.в. распределительное устройство в помещении. Бахман предлагает модель немного одного из них. Подстанции, получившие прозвище «плот», они немного эволюционировали между схемами, так что, например, подстанцию ​​Брайтон-Лайн можно отличить от подстанции M&G. jpg

 

Трансформаторы наружные 1950-х годов, все остальное в помещении в «бунгало», выпрямители сначала ртутно-дуговые, а в последнее время диодные.

 

1960-х годов (что означает электрификацию Борнмута) «жестяные ящики», довольно похожие на конструкции конца 1950-х годов, но представляющие собой полуфабрикаты из стали.

 

1980-е годы и далее — «бунгало» на линии Гастингс, впоследствии «модульные», с использованием модулей на основе поперечных сечений грузовых контейнеров ISO, которые собираются вместе с оборудованием внутри на заводе и «соединяются кабелями» на месте.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.