- •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)
Пропускная способность межсистемных связей еэс
в сечениях между ОЭС
Максимум нагрузки меньшей го частей ЕЭС, ГВт |
10 и меже |
15 |
20 |
25 |
30 |
35 |
40 |
45 |
50 |
60 |
70 |
80 |
90 |
100 |
Пропускная способность, % |
18,0 |
13,5 |
11,0 |
9,5 |
8,3 |
7,5 |
6,8 |
6,3 |
5,8 |
5,1 |
4,6 |
4,2 |
3,9 |
3,7 |
Необходимая пропускная способность в сечениях основной электрической сети ОЭС определяется таким образом, чтобы обеспечивать:
покрытие максимума нагрузки в дефицитных частях ОЭС при нормальной схеме сети в утяжеленном режиме (после аварийного отключения наиболее крупного генерирующего блока в рассматриваемой части ОЭС при средних условиях нахождения остального генерирующего оборудования в плановых и послеаварийных ремонтах) при использовании имеющегося в рассматриваемой части ОЭС собственного резерва мощности;
покрытие максимума нагрузки после аварийного отключения любого ее элемента: линии (одной цепи двухцепной линии), трансформатора и т. д. в нормальной схеме сети (критерий N-1),
Необходимые коэффициенты запаса статической устойчивости в послеаварийных режимах и условия применения ПА для обеспечения успешности переходных процессов должны соответствовать требованиям по устойчивости энергосистем.
В нормальной схеме и при нормальном перетоке устойчивость в сети 500 кВ и ниже должна обеспечиваться без применения ПА при возмущениях группы I. К этой группе относится отключение сетевого элемента основными защитами при однофазном КЗ с успешным АПВ (для сетей 330 кВ и выше - ОАПВ, 110-220 кВ - ТАПВ), а также с неуспешным АПВ.
При отключении элемента сети 750 кВ и выше, в том числе в результате неуспешного ОАПВ после однофазного КЗ, устойчивость может обеспечиваться с применением ПА, но без воздействия на разгрузку АЭС и при объеме автоматически отключаемой нагрузки не более 30 % от передаваемой по сечению мощности и не более 5–7 % от нагрузки приемной энергосистемы (большее число относится к энергосистеме, меньшее – к энергообъединению).
Для пусковых схем объектов допускается применение ПА для предотвращения нарушения устойчивости при возмущениях группы I, a также при отключении элемента сети 750 кВ и выше, в том числе в результате неуспешного ОАПВ после однофазного КЗ, но без воздействия на разгрузку АЭС.
Планируемый переток мощности в час максимума нагрузки характеризуется оптимальной загрузкой электростанций при средних условиях нахождения их основного оборудования в плановых и послеаварийных ремонтах.
По планируемым перетокам мощности определяются сечения проводов линий электропередачи, рациональные способы резервирования элементов сети и годовые потери мощности и электроэнергии в основных сетях.
Для избыточной части ОЭС максимальный избыток мощности находится как выдача всей мощности узла за вычетом части мощности, соответствующей среднему значению аварийного ремонта.
Для узлов, включающих одну электростанцию, максимальный дефицит мощности определяется исходя из нахождения в ремонте (плановом или послеаварийном) двух энергоблоков в период максимума нагрузки, а максимальная выдача - из условия работы электростанции с полной мощностью.
При выборе схемы и параметров основных сетей рекомендуется учитывать условия питания отдельных узлов при совпадении аварийного отключения одного из элементов сети с плановым ремонтом другого (для периода проведения планового ремонта).
Выбор схемы распределительной сети и ее параметров выполняется по нагрузкам годового максимума энергосистемы.
Для отдельных участков распределительной сети, наибольшая нагрузка которых не совпадает во времени с расчетным максимумом энергосистемы (например, сети электроснабжения сезонных потребителей) , дополнительно рассматриваются соответствующие характерные режимы.
Расчеты установившихся режимов рекомендуемой схемы сети (определение потокораспределения, потерь мощности и уровней напряжения) выполняются для условий годового максимума электрических нагрузок (зимний максимум для ОЭС и большинства региональных энергосистем и летний минимум – для отдельных энергосистем и энергорайонов с крупными сезонными потребителями).
Для решения отдельных вопросов при необходимости выполняются расчеты других характерных режимов:
зимнего дневного максимума нагрузки – для проверки работоспособности сети, к которой присоединены ГЭС;
зимнего максимума нагрузки – для проверки работоспособности сети в часы заряда ГАЭС;
летнего минимума нагрузки – при выборе схемы выдачи мощности АЭС и т. п.
Для проверки соответствия схемы требованиям надежности электроснабжения выполняются расчеты послеаварийных режимов при отключении наиболее загруженных линий и трансформаторов. Для ПС 330(220) кВ рассматриваются также совпадения ремонта одной питающей ВЛ с аварийным отключением другой.
При обосновании строительства новых элементов сети выполняются расчеты соответствующих режимов работы сети без этих элементов.
При выполнении расчетов установившихся режимов работы сети рекомендуется руководствоваться следующими исходными условиями.
Расчеты режимов сетей НО кВ и выше выполняются для полной схемы сети – при всех включенных линиях и трансформаторах. Целесообразность и точки размыкания сетей ПО–330 кВ должны быть обоснованы. При выполнении расчетов режимов сетей 35 кВ и выше сети 35 кВ принимаются разомкнутыми.
Мощность электростанций принимается в расчетах в соответствии с нормальными длительными режимами их работы; кроме того, проверяются также расчетные максимальные режимы работы системообразующей сети при наиболее неблагоприятном сочетании отключения агрегатов электростанций.
Расчетные напряжения на шинах электростанций принимаются выше номинальных в сети;
750 кВ |
-на 2,5%; |
500-330 кВ |
- на 5 %; |
220-35 кВ |
-на 10%. |
Для регулирования напряжения на всех ПС 35–750 кВ следует предусматривать трансформаторы (автотрансформаторы) с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).
На шинах первичного напряжения ПС в режиме максимальной нагрузки уровни напряжения должны обеспечивать получение на вторичной стороне трансформаторов (с учетом использования РПН) напряжения не ниже 1,05 номинальною в нормальных и не ниже номинального – в послеаварийных режимах. В режиме минимальной нагрузки напряжение на первичной стороне подстанций 35–330 кВ, как правило, не должно быть выше 1,05 номинального напряжения сети; более высокое напряжение допускается при условии, что на шинах НН не будет превышено номинальное напряжение.
Наибольшие расчетные напряжения должны быть ниже максимальных рабочих по стандарту на 1 % для сетей 500-750 кВ и на 2,5 % для сетей 330 кВ и ниже.
При обосновании необходимости присоединения потребителей на напряжениях 10–35 кВ к ПС с автотрансформаторами рассматривается целесообразность установки линейных регулировочных трансформаторов либо трансформаторов 110/35/10(35/10) кВ.
Мощность и размещение КУ выбираются исходя из необходимости обеспечения требуемой пропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах при поддержании нормативных уровней напряжения и зал асов устойчивости. Реактивные составляющие максимальных нагрузок в расчетах принимаются на основе анализа отчетных и проектных данных; в случае их отсутствия допускается принимать коэффициенты реактивной мощности (tg φ) не выше следующих значений:
|
|
Напряжение шин ПС, кВ |
tgφ |
6-10 |
0,4 |
35 |
0,49 |
110 |
0,54 |
220-330 |
0,59 |
Установка дополнительных КУ с целью снижения потерь электроэнергии в сетях требует технико-экономического обоснования. При этом должна учитываться целесообразность размещения КУ, главным образом, непосредственно у потребителей.
В качестве КУ используются шунтовые конденсаторные батареи. При необходимости быстрого непрерывного регулирования реактивной нагрузки могут применяться статические тиристорные компенсаторы (как правило, в системообразующих сетях).
При повышении напряжения в сети 330-500-750 кВ выше допустимого уровня (в режиме минимальных нагрузок) для компенсации избытков реактивной мощности и ограничения внутренних перенапряжений предусматривается установка ШР.
ШР подключаются, как правило, к линиям 750 кВ через включатели-отключатели, а к линиям 330-500 кВ - через выключатели. Количество ШР с присоединением без выключателя требует обоснования расчетами соответствующих режимов. Способ подключения ШР уточняется при проектировании соответствующих электропередач.