ГЛАВА 12. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ КЫРГЫЗСТАНА И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ

12.1. Современное состояние

Становление электрических сетей приведено в первой главе. Энергосистема Кыргызстана первоначально развивалась как отдельные системы Севера и Юга Кыргызстана. Северная система охватывает территории трех областей Чуйской, Иссыккульской и Нарынской областей, имеет связи с энергосистемами Джамбульской и Алматинской областей Казахстана линиями 220 кВ и 500кВ. Сети Чуйской области связаны с сетями Иссыккульской области через две линии 220 кВ, с сетями Нарынской области одной линией 220 кВ.

Сети Иссыккульской и Нарынской областей связаны одной линией 110 кВ.

Южная система охватывает территории трех областей: Ошской, Жалалабатской и Баткенской. Сети Юга тесно связаны с сетями Ферганской долины (Узбекистан). Таласская область первоначально питалась от Жамбульской энергосистемы Казахстана. В настоящее время она питается от линии 500 кВ Токтогульская ГЭС – Фрунзенская. Баткенская область частично питалась от Таджикской и частично от Узбекской энергосистемы. В настоящее время в связи с вводом линии 220 кВ «Алай – Баткен» эта область в основном перешла на питание от энергосистемы Кыргызстана. После ввода линий 500 кВ «Токтогульская ГЭС – Лочин» (г. Андижан) и «Токтогульская ГЭС – Фрунзенская» (с. Чалдовар) энергосистемы Севера и Юга Кыргызстана были объединены (Рис.12.1), кроме того образовалось кольцо на напряжении 500 кВ Андижан — Сырдарьинская ГРЭС — Ташкент — Чимкент — Джамбул — Чалдовар — Токтогульской ГЭС – Андижан.

Источники электроэнергии распределены неравномерно. В Иссыккульской области совершенно отсутствуют электростанции. В Нарынской области имеется всего одна станция Атбашинская ГЭС средней мощности. В Чуйской области действует Бишкекская ТЭЦ, Аламединский каскад ГЭС и Кеминская ГЭС малой мощности. До ввода линии 500 кВ от Токтогулской ГЭС основным источником энергии была Бишкекская ТЭЦ, которая питала все три области.

Развитие сетей было неразрывно связано со строительством и вводом генерирующих мощностей, а также имело зависимость от общей проблемы развития энергосистемы Средней Азии как одного целого. Иногда вопрос решался в зависимости от преобладания инициативы той или иной республики. Так известно, что в схеме выдачи Токтогулской ГЭС подстанция на Севере должна была быть расположена около г. Луговое (Казахстан). Кыргызское правительство настояло, чтобы хоть одна подстанция 500 кВ была расположена на территории Кыргызстана. Проект был изменен и подстанцию построили около с.Чалдовар (Кыргызстан). В другом случае линия 500 кВ «Фрунзенская – Алматы» должна была проходить через Чуйскую долину и иметь подстанцию 500/220 кВ около пос. Кемин. Этим обеспечивалась бы электроэнергией восточная часть республики. Однако эту линию построили в обход Чуйской долины, вследствие этого энергия Токтогулской ГЭС идет в Кемин и частично в Бишкек через Алматы. Вопрос был решен не лучшим образом. Имеют место дополнительные потери энергии и перегрузки линий 220 кВ в Чуйской долине, кроме того, после распада СССР появились некоторые проблемы между отдельными государствами. В данном случае кыргызские энергетики не проявили настойчивости в решении вопроса выбора трассы данной линии.

Кыргызкие энергетики продолжали настаивать на осуществлении проекта строительства линии 500 кВ «Фрунзенскую – Кемин», однако обстоятельства изменились, и острота строительства этой линии на данном этапе считается несвоевременным, что будет изложено ниже.

При решении вопросов схем выдачи мощности от других ГЭС Нижненарынского каскада, все станции выдают мощность в основном в Узбекистан, только одна линия выдает мощность на кыргызскую подстанцию (п/ст. «Октябрьская»). Узбекистан потребляет кыргызскую энергию в Ферганской долине, взамен Север Кыргызстана получает энергию от Узбекистана через Казахстан. Имеет место недостаточная связь между Югом и Севером Кыргызстана. Имея основную часть генерирующих мощностей на Юге, кыргызские энергетики не могут передавать достаточную мощность на Север.

Спорной является выбор схемы выдачи мощности от Камбаратинской ГЭС №2. Среднеазиатским отделением «Энергосетьпроект» предложено выдавать мощность по двум линиям 500 кВ, врезанных в линию 500 кВ «Токтогулская ГЭС – Фрунзенская». Обоснованием является использование этих линий в дальнейшем для выдачи мощности Камбаратинской ГЭС №1. Однако ввод Камбаратинской ГЭС №1 не ожидается в ближайшем будущем. При принятии этого варианта требуются большие капиталовложения, которые будут заморожены на долгие годы. Нами предложены другие варианты схемы выдачи мощности от Камбаратинской ГЭС №2, которая позволит повысить надежность энергосистемы, и будет выдавать мощность на Север кратчайшим путем, что будет изложено ниже.

Еще в 60–е годы при проектировании схемы развития ОЭС Средней Азии вырисовывалась схема сетей 500 кВ, которая должна была объединить отдельные местные энергосистемы: Ферганскую, Ташкентскую, Чимкентскую, Джамбульскую, Фрунзенскую и Алматинскую. В итоге должен был образоваться энергомост с линиями 500 кВ Фергана – Ташкент – Чимкент – Джамбул – Фрунзе – Алматы.

В настоящее время такой мост образовался немного в другом виде: Ташкент – Чимкент – Джамбул – п/ст. «Фрунзенская» — Алматы. Эта мощная магистраль коснулась территории Кыргызстана только маленьким участком, поскольку п/ст. «Фрунзенская» расположена на территории Кыргызстана почти на границе с Казахстаном. Город Бишкек, пос. Кемин остались в стороне. После суверенизации проект строительства линии «Чалдовар – Кемин» продолжал переходить из одних планов в другие. Имела место договоренность с западными инвесторами о выделении кредита на строительство этой линии. Общая стоимость проекта оценивалось в 112 млн. долларов США. Нами было обосновано нецелесообразность строительства этой линии на этапе 90- тых годов прошлого века. Наше государство находилось в тяжелом финансово – экономическом положении. Стоял вопрос о снижении объемов кредитов. Кредитовать в первую очередь необходимо те объекты, которые дадут максимальный экономический эффект.

О технической и экономической целесообразности проекта ЛЭП-500 кВ «Чалдовар-Кемин». Потребность в электрической мощности в зимний максимум в Кеминском энергоузле составлял в 1995 г. 60 МВт. Замер 1998 г. в зимний максимум показал потребление всего 44 МВт. Через Кемин идет транзитом электроэнергия в Иссык-Кульскую и Нарынскую области, максимальная мощность которых по годам составляла: 95 г. – 414; 96 г. – 370; 97 г. – 407; 98 г. – 364 МВт. Данные замеров говорят, что заметного роста потребляемой мощности в названных областях не наблюдается. Прогноз предполагает незначительный рост потребления электрической мощности Кеминского энергоузла вместе с транзитом примерно до 500 МВт.

Кеминский энергоузел питается по трем линиям 220 кВ: «Чалдовар-Кемин», «Главная-Кемин», «Алматы-Кемин». Максимальные нагрузки этих линий составляли в последние годы:

Таблица 12.1.1

Наименование линии

Год

1995

1996

1997

1998

2000

2005

Чалдовар-Кемин

222

212

244

218

191

167

Главная-Кемин

104

89

68

84

78

76

Алматы-Кемин

144

112

174

109

194

112

Итого:

470

413

468

410

463

355

Из таблицы видно, что линия «Главная-Кемин» загружена только наполовину по сравнению с линией «Чалдовар-Кемин». Линия «Алматы-Кемин» — на 50 -70%, хотя сечение этих линий 300 мм2 и допустимая нагрузка около 250 МВА. В ближайшие годы пропускная способность вышеназванных трех линий достаточна для передачи мощностей необходимых для обеспечения потребностей Кеминского энергоузла. Необходимость претворения данного проекта в советское время обосновывалась быстрым ростом потребления электрической энергии в Чуйско-Иссык-Кульском территориальном комплексе.

Следующим доводом в пользу проекта было увеличение надежности электроснабжения, в настоящее время надежность электроснабжения Кеминского энергоузла является очень даже удовлетворительной.

Другим обоснованием строительства этой линии было сооружение Камбаратинской ГЭС №2, энергию которой предполагалось передавать на север Кыргызстана по двухцепной линии 500 кВ., врезанной в передачу Токтогульской ГЭС – подстанция «Фрунзенская» и далее она должна была передаваться по линии 500 кВ «Чалдовар-Кемин». При строительстве этой линии ожидалось снижение потерь энергии, увеличение уровня напряжения на узловых подстанциях Иссык-Куля и Нарына.

… В связи со снижением потребления промышленностью и сельским хозяйством, ростом потребления населением для целей отопления, годовой график нагрузки стал неравномерным. Нагрузки максимальны только в течение 5 месяцев, в остальные 7 месяцев нагрузки в несколько раз меньше и линии сильно недогружены. В табл. 12.2 приведены данные замеров летнего минимума:

Таблица 12.1.2.

Наименование линии

Год

 

1995

1996

1997

1998

2000

2005

Чалдовар-Кемин

100

47

71

73

110

37

Главная-Кемин

27

5

18

33

12,3

1

Алматы-Кемин

9

-21

0

0

35

60

Кемин-Балыкчи 1

115

28

38

38

64

41

Кемин-Балыкчи 2

43

42

72

46

Кемин-Нарын

0

0

0

8

0

4

Для летнего времени характерно превышение напряжения в конце линии, чем в начале, из-за преобладания зарядной мощности на них. Так, уровень напряжения в день летних замеров на подстанции «Кемин» составлял в 1996 г. 244, в 1997 г. – 230, в 1998 г. – 237 КВ. В 2000 г. 241 кВ, в 2005 г. 233 кВ. При строительстве линии 500 кВ «Чалдовар-Кемин» она будет загружена в зимний максимум всего на 20-30%. При нагрузке Кеминского энергоузла в 500 МВт по ней будет передаваться всего 200-250 МВт, т.е. она будет загружена в зимний максимум всего на 50%, а летом будет работать почти вхолостую. В зимний период на Иссык-Куле и Нарыне на узловых подстанциях были проблемы с удовлетворением уровня напряжения, а одним из доводов строительства линии 500кВ «Чалдовар-Кемин» было то, что при ее вводе должно повыситься напряжение на этих подстанциях. Однако после строительства линий 220 кВ «Балыкчи-Тамга» и «Кемин-Нарын» эта проблема почти решена. Летом даже приходится отключать некоторые из них.

Ориентировочные расчеты показывают, что строительство линии «Чалдовар-Кемин» уменьшило бы потери энергии. Наши расчеты показали, что эти потери снизятся на 25 млн. кВт/ч. Однако цена экономии такого количества энергии будет очень высока. Такое количество энергии можно получить на ГЭС мощностью примерно 7 МВт, строительство которой обойдется примерно в 7 млн. долларов. Если экономическая эффективность строительства этой линии заключается в снижении потерь, то она очень низка. Если у нас есть желание иметь энергетическую независимость от Казахстана, то цена такой независимости будет очень высока.

В целях надежной и экономичной работы энергосистем Кыргызстана и Казахстана нет никакого резона переводить на раздельную работу эти энергосистемы.

Линия 500 кВ «Чалдовар-Алматы» в настоящее время работает в недогруженном режиме, загружена на 30-50%. Мы и в дальнейшем можем использовать возможности этой линии для передачи энергии Токтогулской ГЭС до подстанций «Кемин» и «Главная». Оплата за перетоки составляет небольшую сумму.

…В странах СНГ в настоящее время не строят таких дорогостоящих линий по следующим причинам: во-первых, нет роста нагрузки, во-вторых, нет денег, в-третьих, не вводятся большие мощности на электрических станциях.

…При увеличении добычи угля на Каракечинском месторождении и более широком использовании их населением Иссык-Кульской и Нарынской областей ожидается даже снижение потребления электроэнергии населением.

… Согласно вышесказанным причинам, можно сказать, что ни технических, ни экономических задач строительство линии 500 кВ «Чалдовар-Кемин» глобально не решает. Экономическая целесообразность ее строительства очень низка. Высокая зарядная мощность линии при ее низкой загрузке вызовет определенные трудности в введении режимов энергосистемы. Перегрузки линий 220кВ «Чалдовар-Кемин», «Чалдовар-Главная» снижены путем строительства линии 220 кВ «Чалдовар-Бишкек». Таким образом, без строительства линии 500 кВ «Чалдовар-Кемин» решен вопрос разгрузки этих линий. В заключение можно сказать, что в ближайшее время нет острой необходимости в строительстве этой дорогостоящей линии «Чалдовар-Кемин».

12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана

Ранее разработанный проект выдачи мощности Камбаратинской ГЭС №2 предусматривает строительство двухцепной ЛЭП – 500 кВ, длиной 46,5 км и врезки ее в линию «Токтогулская ГЭс – п/ст. Фрунзенская», линии 500 кВ от подстанции до пос. «Кемин», длиной 216 км. Согласно этому проекту необходимо построить ОРУ – 500 кВ на Камбаратинской ГЭС №2, расширить п/ст. «Фрунзенская», построить п/ст. «Кемин» и линии электропередачи 500 кВ , общей длиной 309 км. Кроме того необходимо связать п/ст. 500 кВ «Кемин» с имеющейся п/ст. 220 кВ и построить две ЛЭП -220 кВ, длиной 75 км, для дополнительной выдачи мощности в Балыкчи (Рис. ). Такой проект обойдется очень дорого.

Нами предложены новые варианты выдачи мощности Камбаратинской ГЭС №2, которые обойдутся значительно дешевле ранее предлагавшихся вариантов выдачи мощности этой ГЭС. Кроме того, предлагаемые варианты увеличат надежность электроснабжения Севера Кыргызстана.

Сложившаяся на сегодняшний день схема электрических сетей Кыргызстана имеет следующую картину. Генерирующие ГЭС на 90% представлены ГЭС Токтогулского каскада, суммарной мощностью 2870 МВт и они расположены в южной части республики. В зимний период ТЭЦ г. Бишкек выдает в систему всего мощность до 250 МВт. В летнее время она вырабатывает электроэнергию попутно с выработкой тепловой энергии и для удовлетворения собственных нужд. Следовательно, вся потребляемая мощность северным Кыргызстаном в это время идет от Токтогулской ГЭС. Север Кыргызстана потребляет 2/3 части всей вырабатываемой мощности ТГЭС. Кроме того на Север передается мощность экспортируемая в Казахстан, Вся эта мощность передается по единственной ЛЭП «Токтогулская ГЭС – п/ст. Фрунзенская». Следовательно, постоянно присутствует риск перерыва электроснабжения северного Кыргызстана при отказе этой ЛЭП. Это подтвердила авария, произошедшая на этой ЛЭП осенью 1994 года. Во время этой аварии ЛЭП -500 кВ «Ташкент – Чимкент» находилась на ремонте и не оказалось возможности передавать энергию наших ГЭС на Север через Узбекскую и Южно Казахстанскую энергосистемы. Даже когда все линии функционируют, вызывает сомнение, что Узбекистан позволит транспортировать большую мощность, ввиду загруженности своих линий. Отключение этой линии в 2009г. вызвал развал энергосистемы Севера Кыргызстана и Юга Казахстана и перерыва электроснабжения ряда областей двух государств.

Передача энергии Токтогулской ГЭС имеет еще один существенный недостаток, заключающийся в том, что электроэнергия передается по очень протяженным сетям. В город Каракол энергия ТГЭС проходит по линиям протяженностью 725 км, в г. Нарын -685 км, когда имеются более короткие пути. При перспективном планировании развития сетей в республике надо ставить задачу усиления связей Юга и Севера и выдачу мощности кратчайшими путями с каскада ГЭС на реке Нарын на север Кыргызстана.

Но согласно ранее разработанного проекта строительства ЛЭП -500 кВ п/ст. «Фрунзенская» — п/ст. «Кемин», врезка Камбаратинской ГЭС №2 в линию 500 кВ «Токтогулская ГЭС – п/ст. Фрунзенская» никоим образом не повышает надежность электроснабжения севера Кыргызстана. Сохраняются большие потери мощности и падения напряжения, а на самой линии «ТГЭС-Фрунзенская» потери еще больше увеличатся. Передача мощности в Иссыккульскую и Нарынскую области будет продолжать идти кружным путем. Ускорение ввода Камбаратинской ГЭС №2 мощностью 360 МВт требует решения вопроса выбора наиболее выгодного варианта выдачи ее мощности. Нами предлагается к рассмотрению несколько вариантов выдачи мощности по другим трассам на напряжении 220 и 500 кВ.

Первый вариант выдачи мощности Камбаратинской ГЭС №2 на напряжении 500 кВ на северо-восток через Джумгальскую и Кочкорскую долины до пос. Кочкор, длиной около 250 км. Около пос. Кочкор предлагается построить п/ст. 500/220 кВ и связать с линией 220 кВ «Кемин-Нарын», при котором образуются линии «Кочкор- Кемин» и «Кочкор-Нарын». От п/ст. «Кочкор» предлагается построить линию 220 кВ «Кочкор-Балыкчи» длиной 60 км или двухцепную длиной 40 км и врезать в линию «Балыкчи- Тамга». По второму варианту предлагается использовать эту же трассу, но использовать напряжение 220 кВ. Предлагается выполнить эту линию одноцепной с применением сдвоенного повода. Эти два варианта имеют преимущества в том, что потребители Иссыккульской и Нарынской областей получат резервное питание, а Кеминский энергоузел еще один резерв. При принятии одного из вышеуказанных вариантов в значительной степени повысится надежность электроснабжения севера Кыргызстана. Не менее существенно то, что разгрузятся линии 220 кВ от п/ст. «Фрунзенская» и уменьшатся потери энергии в них. Очень серьезным фактором является то, что трасса проходит по мало пересеченным местностям, по Джумгальской и Кочкорской долинам и не переходит через высокогорные хребты, чем в меньшей мере вызывается удорожание строительства ЛЭП в связи с горными условиями. Ориентировочные расчеты показывают, что вариант 220 кВ дешевле варианта 500 кВ примерно в 2,5-3 раза. Вариант 500 кВ стоит примерно около 100 млн. долларов, а вариант 220 кВ стоит примерно 35 млн долларов. Вариант 500 кВ примечателен тем, что эта линия при построении Камбаратинской ГЭС №1, мощностью 1800МВт может быть использована для выдачи мощности этой ГЭС. До построения этой ГЭС линия будет использоваться на 25-30%, т.е. большая часть вложенного капитала будет омертвлена на долгие годы. При принятии варианта 220 кВ потребуется дополнительно строительства линии 500 кВ для выдачи мощности Камбаратинской ГЭС №1, однако линия 220 кВ будет продолжать выполнять свои функции и играть роль распределительных сетей.

Возможны и другие варианты. Например, выдача мощности Камбараты №2 в сторону г. Бишкека на напряжении 220 кВ. Такая линия будет иметь наименьшую длину от станции до приемного узла энергосистемы (примерно 230-240 км). Приемным узлом может быть новая п/ст. «Алаарчинская», то есть не надо строить новую подстанцию. Наиболее приемлемой в этом варианте будет трасса, проходящая вдоль автодороги Ош- Бишкек, что значительно облегчит строительство линии. Этот вариант трассы ранее рассматривался для передачи энергии от Токтогулской ГЭС, однако в последний момент был принят вариант трассы по ущелью Аспара. По протяженности и по стоимости этот вариант выгоднее всех других. Эта линия 220 кВ рассматривается как одноцепная с применением сдвоенного провода. Опыт эксплуатации одноцепных линий 220 кВ со сдвоенными проводами от Курпсайской ГЭС показал их высокую надежность и то, что они имеют высокую пропускную способность. Мощность Курпсайской ГЭС (800 МВт) выдается по двум линиям 220 кВ, выполненным со спаренными проводами 300 мм2 каждая. Такая линия может допускать передачу мощности до 400 МВт. Использование в передаче от Камбараты-2 такой линии вполне оправдано, Для обеспечения местной нагрузки от Камбараты -2 будет забираться на напряжении 110 кВ примерно 60 МВт. В систему по линии более высокого напряжения необходимо передавать примерно 300 МВт. Использование линии 220 кВ со сдвоенными проводами для передачи мощности Камбараты-2 наиболее оптимально: не слишком дорого и пропускная способность достаточна.

Расчеты потерь энергии и падения напряжения показали, что во всех вариантах они находятся в допустимых пределах. Стоимость передач в Кочкор и в Бишкек примерно одинаково, однако передача в Кочкор повышает надежность электроснабжения восточной части Кыргызстана и кратчайшим путем обеспечивает передачу электроэнергии от Камбараты-2 до удаленных потребителей. Хотя расчеты являются приблизительными, они позволяют ориентировать проектировщиков на выбор наиболее оптимального варианта выдачи мощности Камбаратинской ГЭС №2. Для увеличения надежности питания потребителей Нарынской области напрашивается вариант строительства линии 110 или 220 кВ Камбарата 2 — пос. Казарман, протяженность этой линии составит примерно 100 км. При продлении варианта линии 220 кВ до перевала Торугарт можно передавать электроэнергию в Китай кратчайшим путем. Длина линии составит менее 300 км. В настоящее время энергия Токтогулской ГЭС в Торугарт (граница с Китаем) приходит по линиям общей длиной около 750 км. Также представляет интерес такой вариант — связать Камбарату-2 на напряжении 220 кВ с п/ст. «Алабель». Такая связь обеспечивала бы перетоки между Токтогулской ГЭС и Камбаратинской ГЭС №2, а также их взаимное резервирование.

Вызывает интерес этапы развития схемы выдачи мощности Камбараты-2 в связи с большой продолжительностью времени ввода мощностей на ней. Как известно в ближайшее время намечен пуск 1 го агрегата, мощностью 120 МВт. Эту мощность можно будет временно передавать в местную сеть 110 кВ, которую необходимо усилить строительством линий в Минкуш или Казарман. По этим линиям примерно половина мощности будет передаваться в Нарынскую область, а другая часть потребляться местными потребителями. При вводе второго агрегата необходимо строительство линии 220 или 500 кВ. Нами предлагается построить линию 220 кВ до пос. Кочкор. При вводе 3 го агрегата можно усилить сети 220 кВ, соединив Камбарату-2 с подстанцией «Алабель» и введя линию в Китай.

Мощность Камбаратинской ГЭС №1 (мощность 1900 МВт) можно выдавать только на напряжении 500 кВ. Это будут линии соединяющие Север и Юг Кыргызстана и наверняка линия идущая в Китай. Намечен предварительный вариант строительства линии 500кВ «Датка – Кемин», проходящая через створы Камбаратинских ГЭС. Предполагается выдача мощности Камбаратинских ГЭС по этой линии.

Требует решения проблема усиления сетей Юга Кыргызстана в связи с угрозами Узбекистана о выходе их из объединенной энергосистемы. Первоочередными являются строительство линий от п/ст. «Кристалл» до п/ст. «Октябрьская», далее до п/ст. «Узловая», далее до п/ст. «Алай», общей протяженностью около 200 км.

Заключение

  1. На основе изучения состава потребителей и их способов электроснабжения классифицированы потребители, способы электроснабжения, выявлены особенности их проектирования, строительства и эксплуатации. Предложено шире использовать трансформаторные отборы мощности от высоковольтных ЛЭП для чего разработаны различные конструкции минитрансформаторов.
  2. Впервые на основе исследований и изучения, имеющихся научных разработок, проведенных в Кыргызстане и в других государствах, выявлены и классифицированы специфические особенности горных ЛЭП, которые имеют место при изысканиях, проектировании, строительстве и эксплуатации. Рассмотрены особенности выбора уровня изоляции, расчета потерь на корону, грозозащиты и заземления.
  3. Рассмотрен ряд теоретических вопросов, такие как теория передачи энергии по линии электропередачи, её схемы замещения. Предлагается считать, что передача электроэнергии при частоте 50Гц не зависимо от напряжения осуществляется электронной проводимостью, в качестве схемы замещения принимать последовательную схему.
  4. Проведен анализ методов расчетов линий электропередач, на основе которого предложено отказаться от расчетов по уравнениям однородной линии с распределенными параметрами, от применения формул, применяемых при расчете линии, работающей на шины системы бесконечной мощности, от методики расчета с применением параллельной схемы замещения. Предлагается расчет линии вести по так называемой методике баланса реактивной мощности на ней.
  5. На основе проведенного анализа существующей теории устойчивости предлагается отказаться от существующей методики оценки устойчивости генератора и линии электропередачи. Для обеспечения устойчивой работы электрической системы необходимо и достаточно удовлетворять условия параллельной работы генераторов: равенство частот, напряжений и совпадение фаз.
  6. Впервые разработана методика определения диапазона экономически целесообразных нагрузок на линии электропередачи в зависимости от класса напряжения. Предложена методика определения оптимальной нагрузки силовых трансформаторов по условиям минимума потерь энергии. Найдены предельные значения времени максимальных потерь в зависимости от возможных графиков нагрузки. Предложены формулы их расчета для некоторых типов графика нагрузок.
  7. На основе анализа режимов линий предлагается исключить из учебников рекомендацию по установлению устройств продольной компенсации (УПК) вообще и шунтирующих реакторов в начале линии. Предлагается отказаться от применения нерегулируемых шунтирующих реакторов. Предложен новый тип регулируемых реакторов за счет регулирования немагнитных зазоров. Изготовлены несколько экземпляров таких реакторов, которые были установлены на ряде подстанций в качестве заземляющих.
  8. Для управления уровнем напряжения в энергосистеме наряду с шунтирующими реакторами предлагается использовать возможности ГЭС, которые позволят плавнее регулировать напряжение и меньше использовать шунтирующие реакторы.
  9. Предложены варианты развития электрических сетей и энергосистемы Кыргызстана.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

12.1 Современное состояние

  Становление электрических сетей приведено в первой главе. Энергосистема Кыргызстана первоначально развивалась как отдельные системы Севера и Юга Кыргызстана. Северная система охватывает территории трех областей Чуйской, Иссыккульской и Нарынской областей, имеет связи с энергосистемами Джамбульской и Алматинской областей Казахстана линиями 220 кВ и 500кВ. Сети Чуйской области связаны с сетями Иссыккульской области через две линии …

Смотреть страницу »

12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана

  Ранее разработанный проект выдачи мощности Камбаратинской ГЭС №2 предусматривает строительство двухцепной ЛЭП – 500 кВ, длиной 46,5 км и врезки ее в линию «Токтогулская ГЭс – п/ст. Фрунзенская», линии 500 кВ от подстанции до пос. «Кемин», длиной 216 км. Согласно этому проекту необходимо построить ОРУ – 500 кВ на Камбаратинской ГЭС №2, расширить п/ст. …

Смотреть страницу »

Посмотреть все записи с меткой: