- •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)
6.3. Система критериев экономической
ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИЙ
В общем случае величина системного экономического эффекта (Эt) находится по выражению:
, (6.9)
где Эt - системный эффект, обусловленный вводом рассматриваемого
объекта в год t;
∆C - изменение выручки от реализации электроэнергии;
∆Cw - изменение издержек на покупку электроэнергии;
∆Co - эффект от перехода потребителей на систему электроснабжения с регионального рынка на ФОРЭМ;
∆Cu - изменение ожидаемых затрат на возмещение ущерба у потребителей от перерывов или ограничений электроснабжения;
∆Сдp - другие возможные виды эффекта.
В случае уменьшения любого элемента формулы (6.9) его знак может измениться на противоположный. Отдельные составляющие метут быть равны нулю.
Изменение выручки от реализации электроэнергии определяется как , (6.10)
где - изменение количества продаваемой электроэнергии;
- тариф на продажу электроэнергии.
Изменение издержек на покупку электроэнергии определяется по формуле:
, (6.11)
где - изменение количества покупаемой энергии: уменьшение покупки электроэнергии от снижения потерь электроэнергии в сети, либо наоборот увеличение покупки дополнительной электроэнергии, необходимой для покрытия роста реализации, и дополнительных потерь от ее передачи по сети;
- тариф на покупку электроэнергии.
Эффект от перехода потребителей на систему электроснабжения с регионального рынка на ФОРЭМ определяется как
(6.12)
где Wt - количество потребляемой электроэнергии потребителей;
Цpt - тариф на электроэнергию регионального рынка;
Цфt - тариф на электроэнергию ФОРЭМ.
Для расчета экономической (народнохозяйственной) эффективности сооружения сетевых объектов затраты по объекту сопоставляются с получаемым системным эффектом. Разница между потоком системного эффекта и потоком затрат по проекту представляет собой поток дохода, получаемого потребителем от осуществления данного проекта. Сравнение различных инвестиционных проектов и выбор лучшего из них производится по критерию экономической эффективности с использованием различных показателей, к которым относятся:
чистый доход (ЧД);
чистый дисконтированный доход (ЧДД);
индекс доходности (ИД);
внутренняя норма доходности (ВНД);
рентабельность инвестиций (Rt);
срок окупаемости капиталовложений (Т).
Чистым доходом называется накопленный эффект за расчетный период:
(6.13)
где Фм - результирующие затраты;
м - шаг расчетного периода.
Основным показателем эффективности проекта является чистый дисконтированный доход - накопленный дисконтированный эффект за расчетный период. ЧДД рассчитывается по формуле:
(6.14)
где Т0 - год, к которому приводятся разновременные затраты,
- текущий год строительства и эксплуатации.
ЧД и ЧДД характеризуют превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами соответственно без учета и с учетом неодинаковости эффектов, относящихся к различным моментам времени.
Разность ЧД - ЧДД называют дисконтом проекта.
Чистый дисконтированный доход ЧДД находится как разность между дисконтированным системным эффектом (Э) и дисконтированными затратами (3):
(6.15)
где Т - срок службы объекта.
Для признания проекта эффективным с точки зрения инвестора необходимо, чтобы ЧДД проекта был положительным; при сравнении альтернативных проектов предпочтение должно отдаваться проекту с большим значением ЧДД (при выполнении условия ЧДД > 0).
Индекс доходности дисконтированных инвестиций (ИДД) равен увеличенному на единицу отношению ЧДД к накопленному дисконтированному объему инвестиций. Если ЧДД положителен, то ИДД > 1 и проект эффективен и наоборот.
Внутренней нормой доходности (ВНД) называется такое положительное число Ев, при котором при норме дисконта Ен.п. = Ев ЧДД проекта обращается в 0, при всех больших значениях Ен.п. - отрицателен, при всех меньших значениях Ен.п. - положителен. Для оценки эффективности инвестиционного проекта значение ВНД необходимо сопоставлять с нормой дисконта Ен.п. Инвестиционные проекты, у которых ВНД > Ен.п., имеют положительный ЧДД, т. е. эффективны. Проекты, у которых ВНД < Ен.п., имеют отрицательный ЧДД, т. е. неэффективны.
ВНД может быть использована также для экономической оценки проектных решений, если известны приемлемые значения ВНД (зависящие от области применения) у проектов данного типа.
«Простым» сроком окупаемости Т называется продолжительность периода от начального момента до момента окупаемости. Начальный момент указывается в задании на проектирование - начало строительства сетевого объекта. Моментом окупаемости называется тот наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого текущий ЧД становится и в дальнейшем остается положительным.
Сроком окупаемости Тс учетом дисконтирования называется продолжительность периода от начального момента до «момента окупаемости с учетом дисконтирования» - наиболее раннего момента времени в расчетном периоде, после которого текущий ЧДД становится и в дальнейшем остается положительным.
При оценке эффективности срок окупаемости, как правило, выступает только в качестве ограничения. В отсутствие рекомендаций государственных регулирующих органов срок окупаемости капитальных вложений в электрические сети можно принимать равным восьми годам после начала эксплуатации.
Рентабельность инвестиций (коммерческий показатель, интересующий владельца сети) рассчитывается по каждому году расчетного периода после начала эксплуатации электросетевого объекта или только по некоторым характерным годам. В качестве характерных рассматриваются: год после выхода на режим нормальной эксплуатации, но с выплатой заемных средств и с финансовыми издержками, а также в период после выплаты всей суммы кредита и процентов. Рентабельность инвестиций оценивается по формуле:
(6.16)
где К - капитальные затраты (инвестиции);
Эt - системный эффект, обусловленный вводом рассматриваемого
объекта в год t;
Иt - общие годовые эксплуатационные расходы по электросетевому
объекту без учета затрат на амортизацию;
Нt - налог на прибыль (устанавливается через процент балансовой
прибыли).
Величина чистой прибыли (Пчt) числено равна системному эффекту (Pt) за вычетом общих производственных издержек эксплуатации, включая амортизационную составляющую и другие финансовые издержки. Полученные значения рентабельности должны превышать величину среднего норматива дисконтирования.