- •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)
4.6. Схемы внешнего электроснабжения электрифицированных железных дорог
Электрифицированные железные дороги занимают особое место среди потребителей электроэнергии. Эта специфика определяется конфигурацией электрической сети, сооружаемой для электрификации железной дороги (географически протяженный потребитель с близкими значениями нагрузок тяговых ПС, расположенных примерно на равных расстояниях одна от другой), и высокими требованиями к надежности электроснабжения.
Электрификация железных дорог проектируется, как правило, на переменном однофазном токе промышленной частоты напряжением 25 кВ в контактной сети (номинальное напряжение на шинах тяговых ПС – 27,5 кВ), а при наличии обоснований – на постоянном токе напряжением 3 кВ (номинальное напряжение па шинах тяговых ПС – 3,3 кВ).
Электрификация на постоянном токе используется, как правило, при усилении или продлении действующих электрифицированных участков, выполненных на напряжении 3,0 кВ.
При электрификации на переменном токе тяговые ПС располагаются, как правило, на расстоянии 40–50 км одна от другой, при постоянном токе – на расстоянии 20–25 км. Соответственно электрические нагрузки тяговых ПС при переменном токе существенно больше, чем при постоянном.
В последнее время внедряется также система электрификации на переменном токе 2x25 кВ, позволяющая сохранить напряжение 25 кВ в контактной сети, но большую часть энергии передавать от тяговых ПС к электровозам на напряжении 50 кВ. Для этого кроме контактного подвешивается дополнительный питающий провод, напряжение которого по отношению к земле равно 25 кВ, а к контактному проводу – 50 кВ. Питание электровозов осуществляется через линейные AT 50/25 кВ, устанавливаемые между тяговыми ПС через 8-15 км и подключаемые крайними выводами к контактному и питающему проводам, а средним – к рельсам. На тяговых ПС устанавливаются однофазные трансформаторы с двумя вторичными обмотками 27,5 кВ каждая, соединяемыми последовательно. При одинаковом размещении тяговых ПС потери мощности в системе 2x25 кВ в 1,5–2 раза ниже, чем в системе 25 кВ. При увеличении расстояния между ПС в системе 2x25 кВ в 1,7–1,8 раза по сравнению с системой 25 кВ потери в обеих системах равны.
Тяговые ПС по надежности электроснабжения приравниваются к потребителям первой категории и должны обеспечиваться двусторонним питанием. При выборе схемы должен решаться вопрос о комплексном электроснабжении электрифицируемых железных дорог и всех других потребителей в прилегающем районе.
Питание тяговых ПС осуществляется от одноцепных или двухцепных линий электропередачи 110 кВ (при электрификации на переменном токе – также и 220 кВ), сооружаемых для этой цели, как правило, вдоль железной дороги. Присоединение этих так называемых тяговых линий электропередачи в свою очередь осуществляется к расположенным вблизи железных дорог или вновь сооружаемым ПС 500–220 кВ.
Выбор схемы электроснабжения должен производиться на основании технико-экономического сравнения возможных вариантов в зависимости от следующих факторов:
расстояния между источниками питания;
нагрузки тяговых и районных потребителей и динамики их развития;
количества тяговых и районных ПС;
конкретных условий в энергосистеме (наличия тех или иных напряжений питающей сети, необходимости использования тяговых линий электропередачи в качестве сетевых связей и т. п.).
При наличии развитой распределительной сети 110-220 кВ в районе железной дороги, что имеет место на большей части обжитой территории страны, отдельные тяговые ПС могут получать питание непосредственно от районных ПС энергосистемы или присоединяться к существующей сети.
Требования к схемам присоединения к сети тяговых ПС сводятся к следующему:
по двухцепной тупиковой ВЛ рекомендуется питание одной тяговой ПС; присоединение к этой ВЛ других ПС, не питающих тягу, не допускается;
при питании двух тупиковых параллельных одноцепных ВЛ от разных секций системы сборных шин допускается присоединение к этим ВЛ в рассечку двух тяговых ПС;
при присоединении ПС к одноцепной ВЛ с двусторонним питанием (рис. 4.17, б) между двумя узловыми ПС допускается включение не более пяти промежуточных ПС для ВЛ 220 кВ при электрификации дороги на переменном и постоянном токе и ВЛ 110 кВ при электрификации на постоянном токе и не более трех ПС подстанций для ВЛ 110 кВ при электрификации дороги на переменном токе;
к двухцепной ВЛ с двусторонним питанием допускается присоединение одной тяговой ПС на ответвлениях к обеим цепям;
о т двух одноцепных ВЛ с двусторонним питанием (рис. 4.17, в) между двумя узловыми ПС включается такое же количество промежуточных ПС, как и от двухцепных ВЛ;
для тяговых ПС, присоединяемых на ответвлениях или питаемых по двухцепным тупиковым ВЛ, принимается типовая схема электрических соединений 4Н (рис. 4.8, табл. 4.4), а для промежуточных ПС, включаемых в рассечку одноцепных и двухцепных ВЛ -типовые схемы 5Н и 5АН.
При прохождении в особо гололедных районах тяговые ВЛ и ответвления от них выполняются на одноцепных опорах независимо от схем питания тяговых ПС; на тяговых ВЛ, проходящих в районе с гололедными условиями и наблюдавшейся пляской проводов, должны предусматриваться мероприятия по плавке гололеда.
На слабозагруженных участках железных дорог (до 24 пар поездов в сутки) допускается обеспечение надежности питания тяговых ПС как потребителей II категории: одностороннее питание тяговых ПС, питание тяговых ПС от одной секционированной ВЛ при условии подключения смежных ПС к разным секциям ВЛ, подключение ПС к питающей ВЛ отпайкой с помощью одного ввода с выключателем.
Схема электроснабжения электрифицируемой железной дороги должна быть тесно увязана со схемой электроснабжения районных потребителей. От тяговых ПС осуществляется также электроснабжение районных потребителей в пределах экономически целесообразного радиуса действия сетей 35–10 кВ.
Возможные варианты электроснабжения районных потребителей от тяговых ПС приведены на рис. 4.18. На тяговых ПС постоянного тока обычно устанавливаются трансформаторы напряжением 110/10 кВ.
Тяговые трансформаторы в блоке с выпрямительными агрегатами подключаются к шинам 10 кВ. Питание районных потребителей может осуществляться от общих двух- или трехобмоточных трансформаторов.
Питание района от тяговых ПС переменного тока с высшим напряжением 110 кВ может осуществляться от трехобмоточных тяговых трансформаторов или от отдельных трансформаторов.
Если для электроснабжения района требуется одно питающее напряжение, наиболее целесообразна схема питания от третьей обмотки тяговых трансформаторов. При наличии существующей районной нагрузки на двух напряжениях может оказаться более экономичным вариант питания тяговых и районных потребителей от отдельных трансформаторов. Эффективность схемы раздельного питания возрастает в случаях, когда для питания тяги можно ограничиться установкой одного трансформатора, а также когда тяговая ПС сооружается вблизи действующей районной ПС. Для тяговых ПС переменного тока с высшим напряжением 220 кВ целесообразно питание районной и тяговой нагрузок от общих трехобмоточных трансформаторов или AT 220/110/25 кВ (при наличии нагрузки на напряжении 110 кВ).