Лайм-Плюс обеспечивает и имеет на борту:

- измерение фазных токов и тока нулевой последовательности, благодаря чему повышается быстродействие, надежность и независимость системы ЗДЗ от РЗА;

- мощное твердотельное быстродействующее реле прямого действия на электромагнит выключателя, обеспечивающее коммутацию токов до 15 А и исключающее потерю времени на промежуточном реле отключения;

- мощнейший двухъядерный микроконтроллер STM32H7x5, обеспечивающий возможность принять решение об отключении 10 раз за одну миллисекунду, что в 50-100 раз быстрее чем цифровые терминалы РЗА;

- осцилограффирование аварийных процессов и журналирование, обеспечивающие полную прозрачность в расследовании аварий по сравнению с обычными регистраторами;

Особенностью данной защиты является отказ от традиционной, медленной цифровой обработки сигналов токов на основе преобразования Фурье в пользу значительно более быстрых алгоритмов. Преобразования Фурье дает стабильную работу в терминалах релейной защиты, но его минусом является получение достоверного действующего значения сигнала за время 20 мс, равное периоду промышленной частоты. Для дуговой защиты это очень медленно. Лабораторные испытания с реакцией на настоящую электрическую дугу подтвердили быстродействие Лайм-Плюс на уровне 0.6 мс (фиксация вспышки света, пуск по току, логика ЗДЗ, срабатывание выходного реле).

Быстродействие распределено-независимой ЗДЗ складывается из времени:

- полное время срабатывания цифрового устройства (0.8 мс);

- отключения выключателя (20-100 мс).

Итого время ликвидации горения дуги, у распределено-независимой защиты от дуговых замыканий составляет от 21 до 101 мс.

3.2 Технико-экономическое обоснование реконструкции КТП-10/0,4 кВ

Технико-экономическое обоснование реконструкции КТП-10/0,4 кВ строится на соотношении затрат на содержание действующего оборудования и проектируемого, затрат на разработку, изготовление и осуществление технического решения по проекту и годового экономического эффекта, получаемого от проведения реконструкции.

Реконструкция комплектной трансформаторной подстанции, позволяет получить эффекты по следующим направлениям:

сократить расходы на эксплуатацию оборудования;

снизить потери электроэнергии;

сократить численность основных рабочих, обслуживающих КТП.

Расчет годового экономического эффекта

Основой экономического обоснования является расчет годового экономического эффекта в результате проведения реконструкции.

Годовой экономический эффект, руб.:

(3.1)

где И₁ - годовые эксплуатационные расходы до реконструкции, руб.;

И₂ - годовые эксплуатационные расходы после реконструкции, руб.;

К₁ - капитальные затраты по базовому варианту, руб.;

К₂ - капитальные затраты по проектному варианту, руб.

Расчет капитальных вложений для реконструкции КТП-10/0,4 кВ

Капиталовложения на реконструкцию КТП, руб.:

где К_н - капиталовложения на новое оборудование, руб.;

К_пр - проектные расходы (составляют до 10% от К_н), руб.;

К_м - стоимость монтажа оборудования (составляют 30% от К_н), руб.;

К_дем - стоимость демонтажа оборудования (составляют 50% от К_м), руб.;

К_т - стоимость транспортных расходов (составляют 3% от К_н), руб.

Таблица 9. Затраты на приобретение оборудования

Наименование оборудования	Марка, тип	Кол-во, шт.	Капиталовложения, тыс. руб.
			Стоимость ед.	Кн
Трансформатор	ТМГ-250/10	1	554	554
Выключатель нагрузки	ВНА-10/630	3	22	66
ОПН	ОПН-КР/TEL	6	2,5	15
Рубильник	РБ-4Л-400	1	5,7	5,7
Автоматический выключатель	ВА88	5	5	25
Итого	665,7

Таким образом капитальные затраты на реконструкцию составили 1051670 рублей.

Расчет годовых эксплуатационных расходов

Годовые эксплуатационные расходы, руб.:

где И_зп - годовые издержки по заработной плате, руб.;

И_а - годовые амортизационные отчисления, руб.;

И_р - годовые затраты на ремонт и обслуживание, руб.;

И_п - стоимость потерь электроэнергии, руб.

Расчет годовых издержек по заработной плате обслуживающего

и ремонтного персонала, руб.:

где Ф¹_ср - средняя заработная плата работника, руб.;

Л - число работников;

р_пр - премиальный фонд оплаты труда,%;

р_соц - единый социальный налог,%;

р_н.с. - отчисления в фонд обязательного страхования от несчастных

случаев,%.

Базовый вариант:

Проектируемый вариант:

Проектный вариант позволяет сократить число работников, занятых ремонтом и техническим обслуживанием КТП-10/0,4 кВ, поскольку установка нового оборудования, существенно сократит объём ремонтов и обслуживания.

Таблица 10. Численность персонала

Базовый вариант	Проектируемый вариант
Профессия работника	Число работников	Профессия работника	Число работников
Мастер	1	Мастер	1
Дежурный э/м	1	Дежурный э/м	1
Э/м по ремонту и обслуживанию	3	Э/м по ремонту и обслуживанию	1



Годовые амортизационные отчисления, руб.:

где б_ср - размер амортизационных отчислений,%;

F_осн - стоимость основных фондов, руб.

Базовый вариант:

Проектируемый вариант:

Годовые затраты на ремонт и обслуживание, руб.:

где б_{тр.обсл} - размер годовых отчислений на ремонт и обслуживание,%.

Для оборудования выработавшего срок эксплуатации принимается,

б_{тр.обсл} = 10%.

Базовый вариант:

Проектируемый вариант:

Стоимость годовых потерь электроэнергии, руб.:

где в - средневзвешенная стоимость кВт/ч, руб.;

W - технологические потери электроэнергии в год, кВт/ч.

Базовый вариант:

Проектируемый вариант:

Годовые эксплуатационные расходы составляют, руб.:

Базовый вариант:

Проектируемый вариант:

Экономический эффект от проведения реконструкции составит, руб.:

Расчет окупаемости проекта реконструкции КТП-10/0,4 кВ

Средневзвешенный тариф на передачу электрической энергии составляет С_т = 2 руб./кВт.

Отпуск электроэнергии потребителям от КТП-10/0,4 кВ за месяц составляет W_п=26000 кВт.

Прибыль от передачи электрической энергии за год составляет, руб.:

где С_т - средневзвешенный тариф на передачу электроэнергии, руб./кВт;

W_п - объем отпуска электроэнергии, кВт.

руб.

Срок окупаемости проекта реконструкции составляет:

где К_рек - капитальные затраты на реконструкцию КТП, руб.;

П - прибыль от передачи электрической энергии, руб.

Таким образом срок окупаемости реконструкции КТП-10/0,4 кВ составит 1 год и 6 месяцев, а так как он не превышает нормативного срока окупаемости капиталовложений равного 5 годам, то можно сделать вывод об экономической целесообразности внедрения данного проекта.

3.3 Охрана труда и защита окружающей среды

Охрана труда при выполнении работ трансформаторных подстанциях

При работах на оборудовании ТП и КТП без отключения питающей линии напряжением выше 1000 В разрешаются лишь те осмотры, ремонт и техническое обслуживание, которые возможно выполнять стоя на площадке и при условии соблюдения расстояний до токоведущих частей, находящихся под напряжением.

Если эти расстояния меньше допустимых, то работа должна выполняться при отключении и заземлении токоведущих частей напряжением выше 1000 В.

Допуск к работам на мачтовых ТП и КТП киоскового типа независимо от наличия или отсутствия напряжения на линии должен быть произведен только после отключения сначала коммутационных аппаратов напряжением до 1000 В, затем линейного разъединителя напряжением выше 1000 В и наложения заземления на токоведущие части подстанции. Если не исключена подача напряжения 380/220 В, то линии этого напряжения должны быть отключены с противоположной питающей стороны, приняты меры против их ошибочного или самопроизвольного включения, а на подстанции на эти линии до коммутационных аппаратов наложены заземления.

На мачтовых ТП, переключательных пунктах и других устройствах, не имеющих ограждений, приводы разъединителей, выключателей нагрузки, шкафы напряжением выше 1000 В и щиты напряжением до 1000 В должны быть заперты на замок.

Стационарные лестницы у площадки обслуживания должны быть сблокированы с разъединителями и заперты на замок.

Осмотр силовых трансформаторов (далее - трансформаторы), должен выполняться непосредственно с земли или со стационарных лестниц с поручнями с соблюдением расстояний до токоведущих частей.

Осмотр газового реле после срабатывания на сигнал и отбор газа из газового реле работающего трансформатора (реактора) должен выполняться после разгрузки и отключения трансформатора (реактора).

Работы, связанные с выемкой активной части из бака трансформатора (реактора) или поднятием колокола, должны выполняться по специально разработанному для местных условий проекту производства работ.

Пожарная безопасность при эксплуатации силовых трансформаторов

Надежная эксплуатация трансформаторов и их пожарная безопасность должны обеспечиваться:

1) Соблюдением номинальных и допустимых режимов работы в соответствии с ПТЭ.

2) Соблюдением норм качества масла, и особенно его изоляционных свойств и температурных режимов.

3) Содержанием в исправном состоянии устройств охлаждения, регулирования и защиты оборудования.

4) Качественным выполнением ремонтов основного и вспомогательного оборудования, устройств автоматики и защиты.

Маслоприемные устройства под трансформаторами, маслоотводы (или специальные дренажи) должны содержаться в исправном состоянии для исключения при аварии растекания масла и попадания его в кабельные каналы и другие сооружения.

В пределах бортовых ограждений маслоприемника гравийная засыпка должна содержаться в чистом состоянии и не реже одного раза в год промываться.

При сильном загрязнении (заносами пыли, песка и т.п.) или замасливании гравия его промывка должна проводиться, как правило, весной и осенью.

При образовании на гравийной засыпке твердых отложений от нефтепродуктов толщиной не менее 3 мм или появлении растительности и в случае невозможности ее промывки должна осуществляться полная или частичная замена гравия.

Одновременно с промывкой гравийной засыпки или опробованием стационарной установки пожаротушения (при ее наличии) на трансформаторе или масляном реакторе должны проверяться работа маслоотводов и заполнение аварийной емкости.

Бортовые ограждения маслоприемных устройств должны выполняться по всему периметру гравийной засыпки без разрывов высотой не менее 150 мм над землей.

В местах выкатки трансформаторов бортовое ограждение должно предотвращать растекание масла и выполняться из материала, легко убираемого при ремонтах с последующим восстановлением его целости.

Запрещается использовать (приспосабливать) стенки кабельных каналов в качестве бортового ограждения маслоприемников трансформаторов и масляных реакторов.

Вводы кабельных линий в шкафы управления защиты и автоматики, а также в разветвительные (соединительные) коробки на трансформаторах должны быть тщательно уплотнены водостойким несгораемым материалом.

Аварийные емкости для приема масла от трансформаторов и выключателей должны проверяться не реже двух раз в год, а также после обильных дождей, таяния снега или тушения пожара. Стационарные уровнемеры должны содержаться в работоспособном состоянии.

Стационарные установки пожаротушения, которыми оборудованы трансформаторы и масляные реакторы, должны содержаться в технически исправном состоянии и соответствовать проекту.

Система трубопроводов этой установки и запорная арматура должны окрашиваться в красный цвет.

Проверка работы стационарной установки пожаротушения и полноты орошения огнетушащим составом (вода, пена) трансформатора или масляного реактора должна проводиться при возможных технологических их отключениях (на срок 8 часов и более), а также обязательно после проведения ремонтов на этом силовом оборудовании.

Результаты опробования записываются в оперативный журнал, а замечания в журнале (картотеке) дефектов и неполадок с оборудованием.

Горловина выхлопной трубы трансформатора не должна быть направлена на рядом (ближе 30 м) установленное оборудование и сооружения, а также на пути прохода персонала. В необходимых случаях должны устанавливаться отбойные щиты.

Материал и устройство мембраны на выхлопной трубе должны соответствовать техническим требованиям.

Запрещается их выполнение из материала, не предусмотренного заводом-изготовителем.

При осмотре трансформатора должна быть обеспечена возможность контроля целости мембраны.

При обнаружении свежих капель масла на гравийной засыпке или маслоприемнике немедленно должны быть приняты меры по выявлению источников их появления и предотвращению новых поступлений (подтяжка фланцев, заварка трещин) с соблюдением мер безопасности на работающем маслонаполненном оборудовании.

При возникновении пожара на трансформаторе (или масляном реакторе) он должен быть отключен от сети всех напряжений, если не отключился от действия релейной защиты, и заземлен. Персонал должен проконтролировать включение стационарной установки пожаротушения (при ее наличии), вызвать пожарную охрану и далее действовать по оперативному плану пожаротушения.

Запрещается при пожаре на трансформаторе или сливать масло из корпуса, так как это может привести к распространению огня на его обмотку и затруднить тушение пожара.

В местах установки пожарной техники должны быть оборудованы и обозначены места заземления.

Места заземления передвижной пожарной техники определяются специалистами энергетических объектов совместно с представителями гарнизона пожарной охраны и обозначаются знаком заземления.

Запрещается включение в эксплуатацию трансформаторов на электростанциях и подстанциях, если не обеспечена полная готовность к работе установок пожаротушения, предусмотренных проектом.

Экологическая безопасность

С течением времени трансформаторные масла утрачивают свое изначальное качество в результате накапливания в них продуктов окисления, различных примесей и загрязнений. А ведь одним из главных требований, предъявляемые к трансформаторным маслам, является их чистота, то есть отсутствие посторонних частиц, примесей, волокон и воды, что влияет на сопротивление электричеству (диэлектрические свойства).

Загрязненные трансформаторные масла подлежат утилизации и замене их на новые масла, так как не они уже не соответствуют применяемым к ним техническим требованиям и нормам безопасности эксплуатации.

Отработанные масла представляют серьезную опасность для окружающей среды, поэтому утилизация трансформаторного масла является необходимой стадией завершения процесса эксплуатации масла.

Неутилизированные отработанные масла могут послужить источником загрязнения водных ресурсов, что скажется на качестве воды и всей местной экосистеме в целом. Стоит упомянуть и об опасности возгорания масел, которое приведет к выбросу в атмосферу опасных для человека и животного мира вредных веществ, что также свидетельствует о необходимости утилизации трансформаторного масла.

Основные способы, применяемые для утилизации трансформаторного масла это переработка, сжигание и регенерация. Среди них самым выгодным является метод регенерации. Регенерация подразумевает собой очистку отработанного масла, состоящую из нескольких этапов: механического удаления примесей и воды, выпаривания (в том числе и в вакууме) и химической очистки различными адсорбентами. В результате этих процедур получается трансформаторное масло готовое к эксплуатации. При этом потери составляют всего около 15%, что выгоднее процесса переработки, а также сжигания и приобретения нового продукта.

В специальной части выпускной квалификационной работы рассмотрен анализ видов защит от дуговых замыканий. Для каждого вида ЗДЗ приведены достоинства и недостатки, определено быстродействие защит. Выполнено технико-экономическое обоснование принимаемых решений в данной работе. Рассмотрены вопросы охраны труда, пожарной безопасности и защиты окружающей среды



Заключение

В данной выпускной квалификационной работе выполнена разработка проекта реконструкции КТП-10/0,4 кВ в г. Михайловка Волгоградской области. В ходе работы был произведен выбор силового трансформатора и компоновки комплектной трансформаторной подстанции. Произведен расчет токов короткого замыкания, на основании которого выбрано и проверено коммутационное оборудование устанавливаемое в КТП-10/0,4 кВ. Выполнен расчет заземляющего устройства комплектной трансформаторной подстанции. В специальной части выпускной квалификационной работы, проанализированы виды существующих защит, от дуговых замыканий, приведена их характеристика и быстродействие. Проведено технико-экономическое обоснование принимаемых решений. Рассмотрены вопросы охраны труда, пожарной безопасности и защиты окружающей среды.

Таким образом, задачи, поставленные в данной выпускной квалификационной работе, выполнены. Разработанный проект реконструкции КТП-10/0,4 кВ в г. Михайловка Волгоградской области, удовлетворяет всем требованиям действующей нормативно-технической документации с учетом требований правил безопасности.



Список использованных источников

1. Правила устройства электроустановок. - 7-е изд. - М.: Омега-Л, 2008. - 268 с.

2. Коновалова, Л.Л. Электроснабжение промышленных предприятий / Л.Л. Коновалова, Л.Д. Рожкова. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 528 с.

3. Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред. Д.Л. Фабисовича. - М. Издательство НЦ, ЭНАС, 2005. - 431 с.

4. Электротехнический справочник в 4 т. Т. 3/ под общ. ред. Профессоров МЭИ. - 9-ое изд. Стер. - М.: Издательство МЭИ, 2004. - 968 с.

5. Электротехнический справочник: В4 т. Т.3. Производство, передача и распределение электрической энергии/ Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. (гл. ред. А.И. Попов). - 8-е изд., испр. доп. - М.: Издательство МЭИ, 2002. - 964 с.

6. Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ под ред. С.С. Рокотян, Я.С. Самойлова. - М.: Энергоминиздат, 1982. - 227 с.

7. Вешенков, И.А. Электрические аппараты Высокого напряжения. Выключатели. Том 1. Справочник. - М.: Информэнерго, 2001, - 120 с

8. Конюхова, Е.А. Электроснабжение объектов. - М.:Издательство «Мастерство», 2001. - 376 с.

9. Рожкова, Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций /Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 452 с.

10. Ульянов, С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах/ С.А. Ульянов. - М.: Энергия, 1972. - 328 с.

11. Лисовский, Г.С. Главные схемы и электрическое оборудование подстанций 35-750 кВ / Г.С. Лисовский, М.Э. Хейфиц. - М.: Энергия, 1977. - 83 с.

12. Справочник по проектированию электроснабжения/ Под ред. Ю.Г. Барыбина,

Л.Е. Федорова, М.Г. Зименкова. - М.:Энергоатомиздат, 1990. - 602 с.

13. Неклепаев, Б.Н. Электрические станции / Б.Н. Неклепаев. - М.: Энергия, 1976. - 359 с.

14. Мельников, Н.А. Электрические сети и системы / Н.А. Мельников. - М.: Энергия, 1975. - 297 с.

15. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения / Под ред. И.А. Баумштейна, М.В. Хомякова. - М.: Энергоиздат, 1981. - 124 с.

16. Ефанов, А.В. Мониторинг силовых трансформаторов:Монография / А.В. Ефанов. - Невинномысск: СевКавГТУ, 2007. - 56 с.

17. Ефанов, А.В. Расчет и проектирование электрических подстанций: учебное пособие для выполнения курсового проекта по дисциплине «Электрические станции и подстанции» / А.В. Ефанов. - Ставрополь: АГРУС, 2014. - 70 с.

18. Чебанов К.А. Релейная защита, автоматика и телемеханизация электрических систем. К.А. Чебанов, О.Ю. Карамян, А.В. Ефанов. - Невинномысск: ГОУ ВПО НГГТИ, 2007. - 144 с.

19. РД 153-34.0-20.527-98. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования / Под ред. Б.Н. Неклепаева. - М.: Изд. НЦ ЭНАС, 2001. - 55 с.

20. ГОСТ Р 50254-92. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета электродинамического и термического действия тока короткого замыкания

Размещено на Allbest.ru

...