Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 6)

Высота h_o вычисляется по эмпирической формуле (3.1):

, (3.1)

где – расстояние между молниеотводами, м; – высота молниеотвода, м.

Радиус окружности определяется из выражения (3.2):

(3.2)

где – высота защищаемой зоны, м.

Ширина зоны защиты определяется по формуле (3.3):

. (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 таблицу Д.1.

Принцип построения зоны защиты 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 от вершины молниеотвода меньшей высоты проводится горизонтальная линия до пересечения с образующей зоной защиты молниеотвода большей высоты.

Полученная точка пересечения условно принимается за вершину фиктивного молниеотвода, высота которого соответствует высоте меньшего молниеотвода. Дальнейший ход расчета и построения зоны защиты аналогичен описанному выше для двух молниеотводов одинаковой высоты.

Рисунок 3.1 – Зона защиты двойного стержневого молниеотвода

3.2 Расчет контура заземления

Таблица 3.3 – Данные для расчета заземляющих устройств

Расчетный параметр	Значение
Площадь заземляющего контура S, м2	7700
Сопротивление верхнего слоя земли , Ом×м	600
Сопротивление нижнего слоя земли , Ом×м	60
Толщина верхнего слоя , м	1,5
Время протекания , с	0,4
Глубина заложения горизонтальных электродов , м	0,7

Целью расчета защитного заземления контура является определение таких его оптимальных параметров, при которых сопротивление растекания контура, , и напряжения прикосновения, , не превышает допустимых значений. Методика расчета согласно [21].

Длина горизонтальных заземлителей, м

, (3.4)

где площадь заземляющего контура открытой части подстанции, , принимается по плану = 7700 .

Число вертикальных электродов, шт

. (3.5)

Длина вертикального заземлителя, м

, (3.6)

где толщина верхнего слоя грунта, м.

Общая длина вертикальных заземлителей, м

. (3.7)

Расстояние между вертикальными заземлителями, м

. (3.8)

Сопротивление заземляющего контура, Ом

. (3.9)

Эквивалентное сопротивление грунта,

, (3.10)

где сопротивление верхнего слоя земли, ; сопротивление нижнего слоя земли, ; А, α – коэффициенты, зависящие от параметров заземлителей.

Коэффициенты , α

, при (3.11)

.

, при (3.12)

.

, при (3.13)

.

, при (3.14)

.

Произведем вычисления в соответствии с выражением (3.4)–(3.14)

,

,

,

,

,

,

,

,

,

,

.

Проверяем полученное значение R_з, Ом

, (3.15)

где допустимое значение, 0,5 Ом, согласно [21].

В соответствии с выражением (3.15)

R_з = 0,529 ≤ [R_з] = 0,5 – условие не выполняется.

В связи с тем, что окончательным критерием безопасности электроустановки является величина напряжения прикосновения , то независимо от выполнения условия необходимо определить его расчетное значение и сравнить с допустимым [6].

4 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА ТЯГОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА МЕСТЕ УСТАНОВКИ

4.1 Диагностическое обследование силовых трансформаторов

Основная цель работы – дать объективную оценку состояния трансформаторов, выявить дефекты всех систем и узлов этих электрических машин, в том числе:

- твердой изоляции (увлажнение, загрязнение, деструкцию);

- трансформаторного масла;

- обмоток (уровень прессовки, деформации);

- магнитной системы (прессовку, потерю изоляции элементов конструкции и т.п.);

- системы охлаждения, очистки и защиты масла;

- вводов;

- регуляторов напряжения и контактной системы;

- разработать рекомендации по устранению дефектов, проведению ремонтных работ и дальнейшей эксплуатации трансформаторов.

Основные методы обследования:

используют как традиционные методы, широко применяемые при текущем контроле, так и методы, редко используемые в эксплуатации, так как они требуют дорогостоящего оборудования, расходных материалов, специальной подготовки персонала и т.д. Для сокращения объема и удешевления работы максимально используются результаты эксплуатационных измерений.

Основные этапы обследования трансформаторов:

1. Подготовительный этап.

• Анализ аварийности и характерных дефектов трансформаторов аналогичной конструкции (в том числе на основании результатов обследований и проведенных ремонтов).

• Cбор и анализ эксплуатационной информации (режимов работы трансформатора, уровней токов КЗ, результатов измерений электрических параметров трансформатора, физико-химических анализов масла из бака, вводов и РПН и др.).

2. Этап полевых работ.

Полевые обследования проводятся в двух режимах: наибольшей возможной нагрузки и холостого хода, а также на отключенном трансформаторе (если запланированы электрические испытания).

Продолжительность полевых обследований – 16–24 рабочих часа.

На отключенном трансформаторе проводятся традиционные электрические измерения: изоляционных характеристик обмоток и вводов; потерь холостого хода; сопротивления короткому замыканию; сопротивления обмоток постоянному току; и ряд других измерений.

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 состояния конструкции трансформатора, а также маслонасосов системы охлаждения; измерение напряженности магнитного поля у стенки бака;

- отбор проб масла из бака, маслонаполненных вводов и контакторов РПН для проведения анализов в химической лаборатории.

3.Этап лабораторных исследований

Включает 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 оценки эксплуатационных свойств трансформаторных масел и наличия дефектов;

- определения содержания антиокислительной присадки, ароматических углеводородов,

- продуктов старения в масле при помощи инфракрасной спектроскопии; определения пробивного напряжения, кислотного числа,

- 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 состоянии силового трансформатора

4.2 Организация ремонта трансформатора на месте установки

Капитальные ремонты трансформаторов I—III, частично IV габаритов, как правило, производят в трансформаторных мастерских ремонтных предприятий (заводов). Специализированные мастерские и заводы располагают необходимыми производственными площадями, грузоподъемными устройствами, технологическим оборудованием, инструментами, приспособлениями и другими материальными и энергетическими ресурсами. В соответствии с технологическим процессом в мастерских имеются производственные участки, на которых изготовляют и ремонтируют отдельные сборочные единицы и части трансформаторов.

На каждый трансформатор, поступивший в ремонт, составляют дефектную ведомость и ведомость объема работ с перечнем необходимых запасных частей и материалов. На основании этих документов и нормативов трудозатрат заполняют маршрутную карту, являющуюся основным регламентирующим документом всего технологического процесса ремонта. Трудность организации ремонта в условиях мастерских и заводов состоит в том, что поступающие в ремонт трансформаторы весьма разнообразны по габариту, назначению, мощности, напряжению, конструкции и массе. Это осложняет организацию поточного метода ремонта. Однако заводской метод ремонта является передовой формой, обеспечивает высокую производительность труда и качество ремонта, повышает культуру ремонтных работ. При этом затраты, связанные с доставкой трансформаторов I—III габаритов в мастерскую (на завод) и обратно, вполне окупаются.

Сложности возникают при организации и выполнении капитальных ремонтов трансформаторов, имеющих большие массы и размеры. Затраты, связанные с их доставкой в мастерские (погрузка, транспортировка, разгрузка), расположенные на десятки, а иногда сотни и более километров от места их установки, часто значительно превышают стоимость ремонта. Кроме того, для этих целей необходимы хорошие подъездные шоссейные и железные дороги, специальные железнодорожные платформы, трайлеры (специальные автоприцепы). Поэтому вопрос о месте ремонта таких трансформаторов в каждом конкретном случае решается расчетом — технико-экономическим обоснованием. Чаще капитальные ремонты таких трансформаторов выполняют непосредственно на подстанциях, имеющих башни с грузоподъемным устройством, а на электрических станциях — в машинных залах, оборудованных мостовым краном. Как правило, ремонт трансформаторов производят индивидуальным способом на ремонтных площадках, которые стараются максимально оснастить технологическим оборудованием, более совершенными приспособлениями с максимально возможной механизацией трудоемких операций.

Характеристики

Список файлов ВКР