- •Справочник по проектированию электрическихсетей
- •Раздел 1
- •1.1. Развитие энергосистем россии
- •Основные сведения о развитии электрических сетей энергосистем
- •Сводные данные по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше в Российской Федерации
- •. Краткая характеристика развития лектрических сетей за рубежом
- •Освоение отдельных номинальных напряжений электрической сети
- •Показатели развития электрических сетей терсо
- •Характеристика ряда крупных электропередач постоянного тока
- •Организация проектирования электрическихсетей
- •. Содержание проектов развития электрических сетей
- •Раздел 2
- •2.1. Анализ динамики электропотребления
- •2.2. Методы расчетаэлектропотребления и электрических нагрузок
- •2.3. Электрические нагрузки
- •Ориентировочные удельные нормы потребления электроэнергии
- •Средние значения продолжительности использования максимума нагрузки в промышленности Tmax
- •2.4. Электрические нагрузки и потребление электроэнергии на коммунально-бытовые
- •Укрупненные показатели удельной расчетной
- •Укрупненные показатели расхода электроэнергии коммунально-бытовых потребителей и годовое число часов использования максимума электрической нагрузки
- •2.5. Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций и подстанций
- •Расход электроэнергии на собственные нужны атомных, газотурбинных и гидравлических электростанций, %
- •Максимальные нагрузки и расход электроэнергии собственных нужд подстанций
- •2.6. Расход электроэнергии на ее транспорт
- •Обобщенные коэффициенты трансформации мощности, кВ·а/кВт
- •2.7. Расчетные электрические нагрузки подстанций
- •2.8. Определение потребности в электрической энергии и мощности районных
- •Раздел 3 воздушные и кабельные линии электропередачи
- •3.1. Воздушные линии
- •3.1.1. Общие сведения
- •Расчетные данные сталеалюмшшевых проводов марок
- •Расчетные данные алюминиевых проводов марки а и проводов
- •Расчетные данные вл 220 кВ и выше со сталеалюминиевыми проводами
- •3.1.2. Выбор сечения проводов вл
- •Усредненные значения коэффициента αi
- •Расчетная мощность вл 35–500 кВ со сталеалюминиевыми проводами, мВт, при нормированной плотности тока
- •Допустимые длительные токи и мощности для недатированных проводов марок ас, аск
- •Поправочные коэффициенты на температуру воздуха для неизолированных проводов
- •3.1.3. Технические показатели отдельных вл
- •3.2. Кабельные линии
- •3.2.1. Основные типы и марки кабелей
- •С бумажной изоляцией и вязкой пропиткой
- •С пластмассовой изоляцией
- •Стандартные сечения одножильных маслонаполненных
- •Стандартные сечения кабелей с пластмассовой изоляцией, мм2
- •Расчетные данные кабелей с бумажной изоляцией (на 1 км)
- •Расчетные данные маслонаполненных кабелей и кабелей с пластмассовой изоляцией 110–220 кВ (на 1 км)
- •3.2.2. Условия прокладки кабельных линий
- •Марки кабелей, рекомендуемые для прокладки в воздухе
- •Марки кабелей, рекомендуемые для прокладки в воде и в шахтах
- •3.2.3. Выбор сечения. Токовые нагрузки кабелей
- •Нормированная плотность тока для кабелей, а/мм2
- •Экономическая мощность линий 6-35 кВ, выполненных кабелями с вязкой пропиткой и пластмассовой изоляцией, мВт
- •Экономическая мощность линий 110-500 кВ, выполненных маслоналолненными кабелями с медными жилами, мВт
- •Допустимый длительный ток для трехжильных кабелей на напряжение 6 кВ с медными и алюминиевыми жилами
- •Допустимый длительный ток для одножильных кабелей на напряжение 6 и 10 кВ с медными и алюминиевыми жилами с изоляцией из сшитого полиэтилена, прокладываемых в земле и в воздухе, а
- •Допустимая по нагреву длительная мощность трехжильного кабеля напряжением 20 и 35 кВ с медными и алюминиевыми жилами и бумажной пропитанной изоляцией
- •Поправочные коэффициенты на температуру окружающей среды к табл. 3.39-3.42
- •Ориентировочные допустимые длительности перегрузок
- •Поправочные коэффициенты на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле
- •Поправочные коэффициенты на продолжительно допустимые
- •Удельные емкостные токи однофазного замыкания на землю кабелей
- •Индуктивное сопротивление жилы кабеля с изоляцией из спэ с учетом заземления экрана с 2-х сторон
- •Технические характеристики спэ-кабеля напряжением 10 кВ
- •Технические характеристики спэ-кабеля напряжением 20 кВ
- •Технические характеристики спэ-кабеля напряжением 35 кВ
- •Технические характеристики спэ-кабеля напряжением 110 кВ
- •Раздел 4
- •4.1. Номинальные напряжения электрической сети
- •4.2. Принципы построения схемы электрической сети
- •4.3. Схемы выдачи мощности и присоединения к сети электростанций
- •4.4. Схемы присоединения к сети понижающих подстанций
- •Частота использования разных схем присоединения подстанций
- •4.5. Схемы внешнего электроснабжения промышленных предприятий
- •4.6. Схемы внешнего электроснабжения электрифицированных железных дорог
- •4.7. Схемы внешнего электроснабжения магистральных нефтепроводов и газопроводов
- •Категорийность электроприемников потребителей
- •4.8. Схемы электрических сетей городов
- •4.9. Схемы электроснабжения потребителей в сельской местности
- •4.10. Техническое перевооружение и обновление основных фондов электрических сетей
- •4.11. Вопросы экологии при проектировании развития электрической сети
- •Ориентировочные размеры площадок
- •Допустимое расстояние от открытых подстанций
- •4.12. Расчеты режимов электрических сетей
- •Пропускная способность межсистемных связей еэс
- •Раздел 5
- •5.1. Генераторы
- •5.1.1. Турбо- и гидрогенераторы
- •Основные технические характеристики турбогенераторов 60 мВт и более
- •Основные технические характеристики асинхронизированных генераторов
- •5.1.2. Газотурбинные электростанции. Парогазовые установки
- •Основные технические характеристики
- •5.1.3. Ветроэнергетические электростанции (вэс)
- •Ветроэнергоустановки мощностью 1 мВт и выше
- •5.1.4. Геотермальные электростанции (ГеоТэс)
- •5.2.2. Основное электрооборудование подстанций 330 кВ и выше
- •5.2.3. Главная схема электрических соединений
- •5.2.4. Схема собственных нужд, оперативный ток, кабельная сеть
- •5.2.5. Асу тп, аскуэ, системы рза, па и связи
- •5.2.6. Строительная часть подстанции
- •5.2.7. Ремонт, техническое и оперативное обслуживание
- •5.2.8. Нормативно-методическое сопровождение
- •5.3. Трансформаторы и автотрансформаторы
- •5.3.1. Основные определения и обозначения
- •5.3.2. Схемы и группы соединения обмоток трансформаторов
- •Обозначения типов регулировочных трансформаторов
- •5.3.3. Параллельная работа трансформаторов
- •5.3.4. Трансформаторы с расщепленными обмотками
- •5.3.5. Регулирование напряжения трансформаторов
- •5.3.6. Нагрузочная способность трансформаторов
- •5.3.7. Технические данные трансформаторов
- •Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 35 кВ
- •Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 110 кВ
- •Трехфазные трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы 220 кВ
- •Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 330 кВ
- •Трехфазные и однофазные автотрансформаторы 330 кВ
- •Трехфазные и однофазные двухобмоточные трансформаторы 500-750 кВ (без регулирования напряжения)
- •5.4. Коммутационная аппаратура
- •5.5. Компенсирующие устройства
- •Синхронные компенсаторы
- •Статические конденсаторы
- •Конденсаторы
- •Токоограничивающие реакторы 10 кВ
- •Управляемые шунтирующие реакторы с подмагннчиванием
- •Управляемые дугогасящие реакторы
- •Одинарные реакторы 10 кВ единой серии по гост 14794—79
- •Сдвоенные реакторы 10 кВ единой серии по гост 14794-79
- •5.6. Электродвигатели
- •Обозначение типов электродвигателей
- •Синхронные электродвигатели номинальным напряжением 6—10 кВ и частотой вращения 3000 мин-1
- •Предельно допустимые моменты инерции
- •Моменты инерции и моменты сопротивления механизмов
- •Минимальная мощность кз на шинах 10 кВ, при которой обеспечивается запуск электродвигателей
- •Предельно допустимые маховые моменты приводимого механизма и время пуска агрегата
- •Зависимость кратности пускового тока от скольжения при номинальном напряжении асинхронного двигателя
- •5.7. Комплектные трансформаторные подстанции
- •Комплектные трансформаторные подстанции блочные модернизированные ктпб(м) 35—220 кВ
- •Технические показатели ктпб (м) 110/10(6) и 110/35/10(6) кВ с трансформаторами до 40 мва
- •5.8. Технические показатели
- •Площади земель, отводимых под подстанции, тыс. М2
- •Раздел 6
- •6.1. Общие положения
- •6.2. Сравнительная эффективность вариантов развития электрической сети
- •Амортизационные отчисления
- •Ежегодные издержки на ремонты и обслуживание
- •Тарифы на электроэнергаю для потребителей мощностью более
- •750 КВ∙а на розничном и оптовом рынках, коп./кВт∙ч
- •6.3. Система критериев экономической
- •6.4. Условия сопоставимости вариантов
- •6.5. Учет фактора надежности электроснабжения
- •6.5.1. Основные показатели надежности
- •Параметры потока отказов элементов электрической сети
- •Среднее время восстановления элементов электрических сетей Тв 10-3, лет
- •Средняя продолжительность простоев в плановых ремонтах элементов электрических сетей Тр 10-3, лет
- •6.5.2. Расчет показателей надежности электрической сети
- •6.6. Оценка народнохозяйственного
- •Раздел 7
- •7.1. Общая часть
- •Индексы цен по капитальным вложениям и элементам их технологической структуры с учетом ндс по отношению к уровню сметных цен на 01.01.1991 г.
- •Зональные повышающие коэффициенты на базисную стоимость электросетевых объектов
- •Усредненные значения стоимости освоения новых земель взамен изымаемых сельскохозяйственных угодий
- •7.2. Воздушные линии
- •Затраты на вырубку просеки и устройство лежневых дорог
- •Коэффициенты для учета усложняющих
- •Стоимость сооружения больших переходов 110-750 кВ
- •Снижение стоимости строительства двухцепной вл при прокладке первой цепи (цены 1991 г.)
- •7.3. Кабельные линии
- •Стоимости кабельных линий 35-500 кВ (три фазы; цены 1991 г.)
- •7.4. Подстанции
- •Базисные показатели стоимости открытых пс 35-1150 кВ
- •Показатели стоимости пс 35-220 кВ с закрытой компоновкой ру
- •Стоимость ору 35-220 кВ по блочным и мостиковым схемам
- •Стоимость ячейки (на один комплект выключателя)
- •Стоимость синхронных компенсаторов и статических
- •Стоимость шунтовых конденсаторных батарей 6-110 кВ (цены 1991 г.)
- •Стоимость токоограничивающих реакторов 6-110 кВ (комплект - три фазы, цены 1991 г.)
- •Стоимость шунтирующих реакторов 6-1150 кВ (комплект - три фазы, цены 1991 г.)
- •Постоянная часть затрат по пс 35-1150 кВ
- •7.5. Отдельные данные по стоимости электросетевых объектов и их элементов в зарубежных энергосистемах
- •Структура общих затрат при сооружении вл 500 кВ
- •Стоимость ячейки ору с одним выключателем на присоединение концерна абб (включая устройства защиты)
2.2. Методы расчетаэлектропотребления и электрических нагрузок
Определение перспективной потребности в электроэнергии производится с целью составления балансов электроэнергии по энергосистеме и выявления необходимости ввода новых энергоисточников. Определение электрических нагрузок необходимо для решения большинства вопросов, возникающих при проектировании развития энергосистемы, в том числе выбора объема и структуры генерирующих мощностей, напряжения и схемы электрической сети, основного оборудования, расчетов режимов работы сетей.
Основными потребителями электроэнергии, вырабатываемой на электростанциях системы, являются промышленность и строительство, сельскохозяйственное производство, электрифицированный транспорт, потребители быта и сферы обслуживания в городах и сельской местности.
Электроэнергию, расходуемую непосредственно на нужды производства и быта (т. е. полученную потребителем), принято называть полезно расходуемой электроэнергией. Часть вырабатываемой на электростанциях энергии расходуется на СН электростанций и на транспорт по электрическим сетям при передаче электроэнергии от генераторов электростанций к электроприемникам.
При формировании общего уровня спроса на электроэнергию учитывается возможность и эффективность осуществления в перспективе энергосберегающих мероприятий, а также эффективность внедрения новых технологий.
Основным методом оценки электропотребления на перспективу является метод прямого счета, основанный на применении укрупненных удельных норм или обобщенных показателей расхода электроэнергии и плановых или прогнозных данных по объемам производства или развития отраслей народного хозяйства.
При разработке схем внешнего электроснабжения конкретных потребителей – промышленных предприятий, электрифицированных участков железных дорог, компрессорных и насосных станций газопроводов и нефтепроводов и др. – потребность в электроэнергии и максимальной нагрузке принимается по данным заказчика и соответствующих проектных институтов с учетом принятых решений о сроках строительства, финансовых возможностей инвестора, наличия проектной документации и других факторов. Важным источником информации о новых потребителях являются технические условия на присоединение нагрузки, выдаваемые электроснабжающими организациями.
При решении вопросов развития распределительной сети достаточно данных о максимальных нагрузках потребителей Рmах. Один из наиболее распространенных методов расчета ожидаемой максимальной электрической нагрузки потребителя состоит в использовании данных о его суммарном годовом электропотреблении Агод и продолжительности использования максимальной нагрузки Tmax:
Pmax=Aгод/Tmax (2.1)
Используемые методы расчета электрических нагрузок отдельных групп потребителей рассмотрены ниже.
2.3. Электрические нагрузки
И ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ПРОМЫШЛЕННОСТИ, НА ТРАНСПОРТЕИ В СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННОМ ПРОИЗВОДСТВЕ
При разработке систем электроснабжения промышленных предприятий определение электрических нагрузок должно производиться на всех стадиях проектирования объекта. При предпроектной проработке (схема внешнего электроснабжения, ТЭО) должна определяться результирующая электрическая нагрузка предприятия, позволяющая решать вопросы, связанные с его присоединением к сети энергосистемы. На этой стадии проектирования ожидаемая электрическая нагрузка предприятия может быть определена по:
фактическому электропотреблению предприятия-аналога;
значению коэффициента спроса при наличии достоверных данных о суммарной установленной мощности электроприемников;
удельным показателям электропотребления.
Потребность в электроэнергии на перспективу для отдельных промышленных предприятий может быть определена для:
действующих (не реконструируемых и не расширяемых) предприятий – на основании отчетного электропотребления с учетом тенденции его изменения в перспективе;
вновь сооружаемых или реконструируемых предприятий – по данным специализированных проектных институтов.
Годовой расход энергии, потребляемой промышленным предприятием, может быть определен по выражению:
Агод=Рр·Тmax, (2.2)
где Рp – математическое ожидание расчетной активной мощности (нагрузки) на границе балансового разграничения с электроснабжающей организацией;
Тmax – годовое число часов использования максимума активной мощности, определяемое в зависимости от сменности предприятия. Для одно-, двух- и трехсменных предприятий Тmax соответственно рекомендуется принимать 1900, 3600 и 5100, для непрерывного производства – 7650 ч.
При отсутствии проектных проработок расход электроэнергии, потребляемой предприятием, Агод определяется на основании годового объема выпускаемой продукции М и удельных норм расхода электроэнергии Ауд В табл. 2.3 приведены ориентировочные нормы удельного расхода электроэнергии по видам продукции, составленные на основе обобщенных отчетных данных по промышленным предприятиям. Удельные показатели табл. 2.3 характеризуют уровень, достигнутый с помощью внедрения новых и совершенствования существующих технологических процессов, проведения в последнее время политики снижения расхода электроэнергии.
На изменение промышленного электропотребления в перспективе влияют следующие факторы:
на увеличение удельных расходов – повышение безопасности и комфортности труда (подземные выработки, шахты), усложнение условий добычи сырья (угледобыча, нефтедобыча), углубление переработки сырьевых продуктов (нефтепереработка), вовлечение в производство ресурсов с низким содержанием ценных компонентов, повышение качества продукции за счет применения электроемких технологий и др.;
на уменьшение удельных расходов – совершенствование технологий, повышение эффективности использования электроэнергии (черная и цветная металлургия, химия, машиностроение), внедрение мероприятий по экономии электроэнергии.
Таблица 2.3