- •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)
5.2.4. Схема собственных нужд, оперативный ток, кабельная сеть
Собственные нужды ПС 330 кВ и выше должны иметь питание от трех независимых источников. Питание сторонних потребителей от СН ПС не допускается.
При соответствующем обосновании предусматривается установка источников бесперебойного питания.
На каждом РУ питание устройств РЗ и приводов выключателей должно осуществляться оперативным током не менее чем от двух источников – аккумуляторных батарей (АБ), сети СН. При технико-экономическом обосновании для устройства РЗ рекомендуется предусматривать отдельные АБ.
АБ должны иметь повышенный срок службы (не менее 12 лет) и питаться от двух зарядно-подзарядных агрегатов (ЗПА). Выбор ЗПА и АБ осуществляется совместно.
Оба ЗПА должны быть нормально включены в работу и обеспечивать:
режим «горячего резерва»;
проведение уравнительного заряда АБ в автоматическом режиме;
интеграцию в АСУ ТП ПС.
Для каждой АБ следует предусматривать отдельный щит постоянного тока (ЩПТ). Каждый ЩПТ должен иметь не менее двух секций питания устройств РЗА и ПА.
Система постоянного оперативного тока должна иметь, как правило, двухуровневую защиту. Защитные аппараты сети постоянного оперативного тока должны обеспечивать требования надежности, селективности, чувствительности, резервирования и быстродействия. При этом должны быть предусмотрены средства контроля состояния сети оперативного постоянного тока (контроль изоляции, включенного/отключенного положения АБ, ЗПА, повышения/понижения напряжения и пр.), а также устройства автоматизированного поиска «земли». Силовые и контрольные кабели должны удовлетворять условиям невозгораемости (с индексом НГ).
Все первичное оборудование, заземляющее устройство ПС, устройства АСУ ТП, РЗА и ПА, системы АСКУЭ, средства и системы связи, цифровой регистр аварийных событий и т. п., а также вторичные цепи должны отвечать требованиям электромагнитной совместимости (ЭМС). Для этого рекомендуется применять технические решения, обеспечивающие оптимизацию трассировки кабельных потоков, исключение заземлений первичного оборудования в непосредственной близости от кабельных каналов и др.
Для ПС, на которых ведется техперевооружение, требования ЭМС должны выполняться на каждом этапе реконструкции и техперевооружения (в том числе при наличии на ПС нового и существующего оборудования).
5.2.5. Асу тп, аскуэ, системы рза, па и связи
Системы автоматизации ПС (АСУ ТП, РЗА, ПА, АСКУЭ, средства системы связи, технологического видеоконтроля), как правило, проектируются на базе микропроцессорных устройств, объединенных единой платформой аппаратно-программных средств на базе IP-сетей с выходом на диспетчерские центры управления через цифровую сеть связи.
В систему автоматизации ПС должна быть интегрирована автоматизированная система комплексной безопасности, включающая комплекс распределенных автоматизированных систем охранной и пожарной сигнализации, пожаротушения, ограничения несанкционированного доступа, видеонаблюдения. Система видеонаблюдения ПС должна быть выполнена в охранных целях не только по периметру, но и на всех важных участках и сооружениях ПС.
АСУ ТП ПС должна обеспечивать возможность ее эксплуатации без постоянного обслуживающего персонала, а также контроль и управление оборудованием с удаленных диспетчерских центров. При этом должны быть выполнены требования обеспечения надежности и живучести системы, в том числе самодиагностика и резервирование оборудования АСУ ТП.
АСУ ТП должна обеспечивать:
единство системы измерений для контроля и управления оборудованием, технического и коммерческого учета, систем диспетчерского управления;
наблюдаемость параметров режима и состояния оборудования в нормальных и аварийных режимах;
управление всеми устройствами, действие которых необходимо для ведения режимов, предотвращения отказов оборудования, локализации и устранения последствий отказов оборудования с сохранением живучести ПС;
видеоконтроль и наблюдение за состоянием ПС, результатом переключений и действиями оперативного персонала;
передачу на верхние уровни управления информации АСУ ТП, включая поток видеоданных;
функционирование автоматизированного рабочего места (АРМ), оперативного и технологического персонала с квитированием действий оператора и блокированием недопустимой команды.
Состав и построение устройств РЗА и ПА должны:
обеспечивать селективное отключение КЗ в любой точке сети с минимальной выдержкой времени;
предотвращать нарушение устойчивости работы сети в аварийных и послеаварийных режимах;
сохранять все функции, а также не влиять на режим сети при выводе из работы любого терминала по различным причинам.
Централизованные комплексы ПА должны:
устанавливаться, как правило, на ПС или других объектах с постоянным обслуживающим персоналом;
обеспечивать контролируемое и эффективное воздействие на разгрузку потребителей в любой момент времени.
В части конструктивного выполнения систем РЗА должно быть сведено к минимуму соединение микропроцессорных устройств РЗА между собой с помощью контрольных кабелей; должны применяться специальные шины данных или IP-сеть.
АСКУЭ должна быть метрологически аттестована, проверена и должна обеспечивать автоматическое измерение приращений активной электроэнергии и интегрированной реактивной мощности, расчет полного баланса и потерь электроэнергии.
Система связи должна обеспечивать передачу:
корпоративной (административно-хозяйственной) информации;
технологической информации диспетчерско-технологического управления ПС и эксплуатационных служб:
РЗА и ПА;
АСУТП;
АСКУЭ;
другой информации с объекта.
Система связи с ПС должна обеспечивать:
организацию надежных отказоустойчивых каналов связи с применением различных средств связи (волоконно-оптических линий связей, высокочастотной связи по ВЛ, радиорелейных линий, УКВ-радио-связи, спутниковой связи). При этом количество резервных каналов должно быть оптимизировано;
непрерывный мониторинг исправности каналов (как основных, так и резервных), выбор исправного канала при повреждении основного и автоматический переход на него;
скорость передачи информации по каналам должна обеспечивать технологические и корпоративные потребности ФСК ЕЭС.
Иерархия управления ПС должна быть выстроена следующим образом: ПС - ПМЭС (предприятие МЭС) - МЭС - ФСК ЕЭС с учетом организации оперативно-диспетчерского управления (РДУ, ОДУ, ПДУ) и схемы взаимодействия субъектов оптового рынка электроэнергии (СО, АТС, ФСК ЕЭС).
На ПС должны быть предусмотрены АРМ оперативно-диспетчерского персонала (с полным набором средств управления и контроля ПС), АРМ персонала службы РЗА, АРМ персонала службы ПС, АРМ администратора системы (персонала АСУ ТП) и пр.