Антиплагиат (1234773), страница 6
Текст из файла (страница 6)
(3.3)В ОРУ-110 кВ выбираем молниеотводы высотой 30 метров.Пример расчета М1–М2 по формулам (3.17)–(3.19) соответственно:м,Аналогично ведем расчет по другим молниеотводам, результаты сведены в таблиц у 3.1.Принц ип построения зонызащиты двойного стержневого молниеотводам при расположении молниеприемников на разных уровнях ( рисунок 3.1 б.).Вначале строим зоны защиты молниеотвода большей высоты и торцевую часть зоны защиты второго молниеотвода. Далее отвершины молниеотвода меньшей высоты проводится горизонтальная линия до пересечения с образующейзоной защитымолниеотвода большей высоты.Полученная точка пересечения условно принимается за вершину фиктивного молниеотвода, высота которого соответствуетвысоте меньшего молниеотвода.
Дальнейший ход расчета и построения зоны защиты аналогичен описанному выше для двухмолниеотводов одинаковой высоты.Рисунок 3.1 – Зона защиты двойного стержневого молниеотвода3.2[30]Расчет контура заземленияТаблица 0.1 – Данные для расчета заземляющих устройствРасчетный параметрЗначение[9]Площ адь заземляющ его контура S, м27700Сопротивление верхнего слоя земли ,[9]Омм600[10]Сопротивлениенижнего слоя земли ,[9]Омм60[10]Толщинаверхнего слоя , м1,5[9]Времяпротекания , с0,4[10]Глубина залож ения горизонтальных э лектродов , м0,7Целью расчета защ итного заземления контура является определениетаких его оптимальных параметров, при которых сопротивление растекания контура, , и[9]напряж ения прикосновения, , не превышает допустимых значений.
Методика расчета согласно [21].Длина горизонтальных заземлителей, м, (3.4)где площадь заземляющего контура[28]открытой части подстанц ии, , принимается по плану = 7700.Число вертикальных э лектродов, шт. (3.5)Длина вертикального заземлителя, м, (3.6)где толщ ина верхнего слоя грунта, м.Общ ая длина вертикальных заземлителей, м. (3.7)Расстояние меж ду вертикальными заземлителями, м. (3.8)Сопротивление заземляющ его контура, Ом. (3.9)Эквивалентное сопротивление грунта,, (3.10)гдесопротивление верхнего слоя земли,; сопротивление нижнего слоя земли, ; А, α –[9]коэ ффиц иенты, зависящ ие от параметров заземлителей.Коэ ффиц иенты , α, при (3.11)., при (3.12)., при (3.13)., при (3.14).Произведем вычисления в соответствии с выраж ением (3.4)–(3.14)http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.22618399&repNumb=117/2907.06.2016Антиплагиат,,,,,,,,,,.Проверяем полученное значение Rз, Ом, (3.15)где допустимое значение, 0,5 Ом, согласно [21].В соответствии с выраж ением (3.15)Rз = 0,529 ≤ [Rз] = 0,5 – условие не выполняется.Всвязи с тем, что окончательным критерием безопасности электроустановки является величина напряжения прикосновения , тонезависимо от выполнения условия необходимо определить его расчетное значение и сравнить с допустимым [6].4[9]РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА ТЯГОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА МЕСТЕ УСТАНОВКИ4.1 Диагностическое обследование силовых трансформаторовОсновная ц ель работы – дать объективную оц енку состояния трансформаторов, выявить дефекты всех систем и узлов э тихэ лектрических машин, в том числе:- твердой изоляц ии (увлаж нение, загрязнение, деструкц ию);- трансформаторного масла;- обмоток (уровень прессовки, деформац ии);- магнитной системы (прессовку, потерю изоляц ии э лементов конструкц ии и т.п.);- системы охлаж дения, очистки и защ иты масла;- вводов;- регуляторов напряж ения и контактной системы;- разработать рекомендац ии по устранению дефектов, проведению ремонтных работ и дальнейшей э ксплуатац ии трансформаторов.Основные методы обследования:используют как традиц ионные методы, широко применяемые при текущ ем контроле, так и методы, редко используемые в э ксплуатац ии,так как они требуют дорогостоящ его оборудования, расходных материалов, спец иальной подготовки персонала и т.д.
Для сокращ енияобъема и удешевления работы максимально используются результаты э ксплуатац ионных измерений.Основные э тапыобследования трансформаторов:1. Подготовительный этап.Анализ аварийности и характерных дефектов трансформаторов аналогичной конструкции (в том числе на основаниирезультатов обследований и проведенных ремонтов).Сбор и анализ эксплуатационной информации (режимов работы трансформатора, уровней токов КЗ, результатов измеренийэлектрических параметров трансформатора, физико-химических анализов масла из бака, вводов и РПН и др.).2. Этап полевых работ.[15]Полевые обследования проводятся в двух реж имах: наибольшей возмож нойнагрузки и холостого хода, а также на отключенном трансформаторе ([15]если запланированы э лектрические испытания).Продолж ительность полевых обследований – 16–24 рабочих часа.На отключенном трансформаторе проводятся традиционные электрические измерения: изоляционных характеристик обмоток ивводов; потерь холостого хода; сопротивления короткому замыканию; сопротивления обмоток постоянному току; и ряд другихизмерений.В режиме нагрузки и холостого хода трансформатора проводятся измерения:- локация ЧР, а также искровых и дуговых разрядов в баке акустическими приборами; тепловизионное обследование бака,вводов, охладителей, радиаторов, адсорберов, термосифонных фильтров, маслонасосов, контактов аппаратных зажимов и др.;вибрационное обследование с целью определения состояния прессовки обмоток и магнитопровода, общего состоянияконструкции трансформатора, а также маслонасосов системы охлаждения;[15]измерение напряж енности магнитного поля у стенки бака;-отбор проб масла из бака, маслонаполненных вводов и контакторов РПН для проведения анализов в химической лаборатории.3.Этап лабораторных исследованийВключает в себя проведение анализов масел из баков, вводов, контакторов РПН:- высокочувствительного хроматографического анализа газов;- влагосодержания трансформаторных масел из бака и вводов;- анализа степени старения и деструкции твердой изоляции электрооборудования;- измерения тангенса угла диэлектрических потерь tgδ и удельной объемной проводимости масла из бака оценкиэксплуатационных свойств трансформаторных масел и наличия дефектов;- определения содержания антиокислительной присадки, ароматических углеводородов,- продуктов старения в масле при помощи инфракрасной спектроскопии; определения пробивного напряжения, кислотногочисла,- температуры вспышки и других параметров.4.
Этап составления технического отчета.По итогам работы составляется отчет, в котором приведены результаты обследования, их анализ и заключение о состоянииhttp://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.22618399&repNumb=118/2907.06.2016Антиплагиатсилового трансформатора4.2[15]Организац ия ремонта трансформатора на месте установкиРазработанная технология промыва и сушки, успешно использовалась для восстановления изоляц ии трансформаторов со срокомэ ксплуатац ии до 55 лет при различных характерах зашламления, загрязнения, уровнях увлаж нения и деструкц ии твердой изоляц ии.Использование новой технологии и качество проведения ремонтных работ реально позволили продлить срок служ бы трансформаторов.Этапы работ при капитальном ремонте.1.
Комплексное диагностическое обследования.2. Разработка программы ремонтных работ. Подготовка технической документац ии.3. Поставка заменяемых узлов,комплектующих, расходных материалов, и и т.п.4.Развертываниена местеремонта мобильной физико-химической,авслучаенеобходимости электротехническойлаборатории.5.[11]Доставка на ремонтную площ адку необходимого технологического оборудования.6. Проведение такелаж ных работ, осмотр и ревизии активной части, выполнение других работ по типовой номенклатуре.7.
Реконструкц ия отдельных узлов трансформатора .8. Подготовка сорбентов и масла.9. Промывка и сушка изоляц ии по спец иальной технологии.10. Проведение измерений, испытаний и анализов до, в период и после ремонтных работ, включая определение влагосодерж ания истепени полимеризац ии бумаж ной изоляц ии.11. Подготовка развернутой технической документац ии по результатам ремонта, а такж е отчета, включающ его информац ию оремонтных работах, обнаруж енных и устраненных дефектах, рекомендац ии по дальнейшей э ксплуатац ии.12. Послеремонтное диагностическое обследование трансформатора, в том числе в реж имах нагрузки и холостого хода.
Промывка исушкаизоляции1-трансформатор; 2-разбрызгиватели; 3-технологическая задвижка; 4-циркуляционный насос; 5-фильтр; 6-нагревательнаяустановка; 7-фильтр; 8-насос; 9-подогреватель масла; 10-фильтр тонкой очистки; 11, 12-краны для отбора проб; 13форвакуумный насос; 14- датчик температуры масла; 15-натекатель; 16- [11]вакууметр; 17-вакуумная установка.Рисунок 4.1 – Принц ипиальная технологическая схемасушки и обмыва изоляц ииНовая технология промывки и сушки активной части силовых трансформаторов базируется на рекомендованной в РД №16363-87 схемесушки изоляц ии методом разбрызгивания масла (при глубоком или неполном вакууме).Основным отличием является применение спец иального промывочного масла (раствора), обладающ его повышенной растворяющ ейспособностью, а такж е использование индивидуальной технологической программы для каж дого трансформатора.Это позволяет успешно решать три задачи:1) интенсифицировать процесс выделения влаги из твердой изоляции,2) эффективно удалять продукты старения масла, нафтенаты железа и меди,[11]механические примеси и другой шлам,3)не допустить снижения прочности и ускоренной деструкции бумажной изоляции при сушке, а в ряде случаев даже повыситьстепень полимеризации бумаги на 100-200 единиц.[11]Спец иальное промывочное масло приготавливается непосредственно перед ремонтом путем ввода в чистое и сухое трансформаторноемасло присадки и стабилизирующ их компонентов, повышающ их его растворяющ ую и влагопоглощ ающ ую способность.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
