Введение 5
Раздел 1. Аналитический обзор 7
1.1 Анализ обеспечение генерации в сети энергосистемы РТ 8
1.2 Описание схемы ПС Нижнекамская 12
1.3 Задачи реконструкции ПС Нижнекамская 17
Раздел 2. Конструкторская часть 19
2.1 Расчет потребляемой мощности ПС по суточным графикам 20
2.2 Выбор питающих линий на стороне ВН 26
2.3 Выбор отходящих линий на стороне СН 27
2.4 Выбор схем распределительных устройств РУ 28
2.4.1 Схема РУ-220 28
2.4.2 Схема РУ-110 29
2.4.3 Схема РУ- 10 30
2.5 Выбор трансформаторов собственных нужд ПС 31
2.6 Заземление подстанции 33
Раздел 3. Технологическая часть 39
3.1 Определение параметров схемы замещения ПС 40
3.2 Расчет токов КЗ на шинах ВН 46
3.3 Расчет токов КЗ на шинах СН 48
3.4 Расчет токов КЗ на шинах НН 50
3.5 Выбор электрооборудования 52
3.5.1 Выбор выключателей 52
3.5.2 Выбор разъединителей 56
3.5.3 Выбор трансформаторов тока 58
Раздел 4. Спецвопрос. Релейная защита автотрансформаторов 63
Заключение 73
Список литературы 75
Приложения должны быть в работе, но в данный момент отсутствуют
По оперативным данным АО «СО ЕЭС», потребление электроэнергии в Единой энергосистеме России в январе 2017 года составило 100,4 млрд кВт*ч, что на 1,0 % больше объема потребления за январь 2016 года. Потребление электроэнергии в январе 2017 года в целом по России составило 102,5 млрд кВт*ч, что на 0,2 % больше, чем в январе 2016 года.
Суммарные объемы потребления и выработки электроэнергии в целом по России складываются из показателей электропотребления и выработки объектов, расположенных в Единой энергетической системе России, и объектов, работающих в изолированных энергосистемах (Таймырской, Камчатской, Сахалинской, Магаданской, Чукотской, энергосистеме центральной и западной Якутии). С 1 января 2017 года показатели потребления и выработки по ЕЭС России и ОЭС Юга формируются с учетом Крымской энергосистемы. Фактические показатели работы энергосистем изолированных территорий представлены субъектами оперативно-диспетчерского управления указанных энергосистем.
В январе 2017 года электростанции ЕЭС России выработали 102,0 млрд кВт*ч, что на 0,4 % больше чем в январе 2016 года. Выработка электроэнергии в России в целом в январе 2017 года составила 104,0 млрд кВт*ч, что на 0,1 % меньше выработки в январе прошлого года.
Основную нагрузку по обеспечению спроса на электроэнергию в ЕЭС России в январе 2017 года несли тепловые электростанции (ТЭС), выработка которых составила 64,4 млрд кВт*ч, что на 1,6 % меньше, чем в январе 2016 года. Выработка ГЭС за первый месяц 2017 года составила 13,0 млрд кВт*ч (на 1,8% больше уровня 2016 года), выработка АЭС - 19,0 млрд кВт*ч (на 6,2 % больше уровня 2016 года), выработка электростанций промышленных предприятий - 5,5 млрд кВт*ч (на 0,7 % больше уровня 2016 года).
Максимум потребления мощности в январе 2017 года составил 151 170 МВт, что выше максимума потребления мощности в январе 2016 года на 1,3 %. Увеличение потребления электроэнергии и мощности в ЕЭС России связанно с низкой температурой воздуха в начале января 2017 года. Ее значение по ЕЭС России в период 6-10 января было ниже температурной нормы в среднем на 3,4 °С.
Энергетическая отрасль в республике представлена открытым акционерным обществом Татэнерго, которое является вертикально-интегрированной компанией, занимающейся производством, передачей, распределением и сбытом электрической и тепловой энергии на территории Республики Татарстан.
Технологический комплекс энергетических объектов, входящих в ОАО Татэнерго, в совокупности с энергетическими объектами, находящимися в собственности государства и объединенных единой системой диспетчерского и производственно-хозяйственного управления, образуют энергосистему Республики Татарстан.
Энергосистема Республики Татарстан работает с Единой энергетической системой России на основе единого технологического процесса и единых принципов диспетчерского управления.
Согласно Энергетической стратегии России на период до 2020 г. потенциал энергосбережения составляет 39 - 47% потребления энергии уровня 2005 г., для реализации которого потребуется до 15 лет. Учитывая опыт западных стран, дальнейшее снижение энергоемкости ВВП в период 2020 - 2030 гг. ожидается из расчета, что на 1% прироста ВВП приходится в среднем 0,4% прироста потребления энергоносителей.
Целью выпускной квалификационной работы являлось снижение нагрузки перегружаемых элементов сети энергосистемы РТ, обеспечение условий для подключения новых потребителей и повышение надёжности электроснабжения потребителей городов Набережные Челны и Нижнекамска.
Подстанция Нижнекамская имеет две ступени трансформации напряжения: ВН-СН и СН-НН. Высокое напряжение - 220 кВ; среднее напряжение - 110 кВ и низкое - 10 кВ.
ПС Нижнекамская является узловой в системе энергоснабжения республики Татарстан, поэтому очень важны перетоки мощностей, передаваемые через неё. До реконструкции ПС по высокой стороне она была связана с шестью соседними узлами энергосистемы республики, по средней стороне - с 4-мя.
В Нижнекамском энергорайоне энергосистемы РТ существует дефицит электроэнергии зимой и летом. Проблемы возникают в ремонтных и аварийных режимах по причине недостатка экономически эффективной генерации в период летней ремонтной кампании на Нижнекамской ТЭЦ-1, Нижнекамской ТЭЦ-2 и Набережночелнинской ТЭЦ. В результате имеет место ограничение потребителей городов Набережные Челны и Нижнекамска.
Для решения возникших проблем дефицита перетоков электроэнергии предлагается заменить автотрансформаторы на ПС Нижнекамская и увязать подстанцию по высокой стороне с ПС Кама, по стороне среднего напряжения - с ПС ТАИФ-НК и ПС Камские поляны. Выполненная замена силовых автотрансформаторов дала возможность запаса энергии и по низкой стороне до 100 МВА. В связи с этим выполнена реконструкция ОРУ-220 кВ и ОРУ- 110 кВ. В ЗРУ-10 кВ заменили масляные выключатели на вакуумные, и на всех ступенях трансформации напряжения установили нелинейные ограничители напряжения вместо вентильных разрядников.
Для обеспечения собственных нужд подстанции выбраны два трансформатора типа ТМГ мощностью 160 кВА.
В связи с реконструкцией подстанции заново рассчитано её заземление. Заземление выполнено по контуру. Заземляющее устройство подстанции ПС состоит из горизонтальных и вертикальных заземлителей. Горизонтальный заземлитель (стальные полосы) прокладывается на расстояние 1,0 м от фундаментов или оснований оборудования. Заземляющие стержни ввинчиваются в грунт по внешнему контуру заземляющего устройства с расстоянием между стержнями 5 м.
Напряжение прикосновения не превышает допустимого значения, а при подсыпке гравия 0,2 м снижается в 3 раза.
В технологической части пояснительной записки рассчитаны токи короткого замыкания, по результатам расчетов выбрано современное коммутационное и измерительное электрооборудование.
В качестве спецвопроса выполнен расчет релейной защиты автотрансформаторов подстанции.
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
