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 «Токтогульская 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.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

Посмотреть все записи с меткой: