электрические сети

ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

В этой главе приводится краткое содержание учебника «Горные линии электропередачи», созданного автором в соавторстве с инж. Беляковым Ю. П. /16/. Научность данной главы заключается в том, что впервые собран обширный материал, касающийся данной темы, который систематизирован и обобщен. Рассмотрены самые различные проблемы, возникающие при проектировании, строительстве и эксплуатации горных ЛЭП. Хотя автором проводились некоторые научные работы по горным линиям, например, по выбору уровня изоляции горных ЛЭП, по решению вопросов заземления в плохо проводящих горных грунтах, данные по этим исследованиям в данной главе не приводятся.

По рельефу местности и климатическим особенностям Кыргызская Республика является типично горной страной: около 43% ее территории находится на высотах более 3000 м и только около 15% — на высотах ниже 1500м. Средняя высота территории составляет 2750 м, минимальная — 400м (Ферганская впадина), максимальная — 7439 м (пик Победы).

Факторы высокогорья оказывают существенное влияние на конструктивные особенности и стоимость линий электропередачи, проходящих в горных районах. Наиболее характерными из них являются снижение плотности воздуха с увеличением высоты местности, большое различие климатических районов по трассе линии, сильно пересеченный рельеф местности, труднодоступность отдельных участков, избирательная грозопоражаемость, состав и структура грунтов и др.

Учет этих факторов привел к созданию специальных конструкций воздушных линий электропередачи, получивших название «горные». Под этим термином подразумеваются линии электропередачи, сооружаемые на отметках выше 1000 м над уровнем моря, а также линии расположенные ниже указанного уровня, но проходящие по сильно пересеченной местности. Эти районы характеризуются сочетанием специфических орографических, климатических, геологических и геофизических условий. В зависимости от этих факторов, а также трудности проектирования, строительства и монтажа, горные линии подразделяются на два типа. К первому, более сложному типу, относятся линии, сооружаемые в наиболее сложных природных условиях: стесненных извилистых ущельях, по крутым склонам гор, в поймах рек и саев, по участкам осыпей и камнепадов, в скальных грунтах и прочих местах, труднодоступных для транспорта и механизмов. Для линий этого типа характерно большое количеств углов поворота на I км трассы, большое количество типоразмеров опор и длин пролетов. Ко второму типу относятся линии, проходящие по сильнопересеченной, но открытой местности, где можно прокладывать относительно большие прямолинейные участки, свободно выбирать площадки под опоры и обеспечивать проезд гусеничного транспорта по трассе и к пикетам опор.

Впервые изучением проблем высокогорности в Кыргызстане начали ученые института энергетики и водного хозяйства АН Киргизской ССР, преобразованного в 1963 году в Киргизский научно-исследовательский отдел энергетики затем Кыргызский научно-исследовательский институт энергетики. В настоящее время существует под названием Кыргызский научно-технический центр «Энергия». Наиболее активно вопросы горной электротехники, проектирования и строительства, горных ЛЭП изучались в 1960-1990 годах и публиковались как в местных, так и центральных научных журналах и сборниках научных трудов.

Решение многих проблем, стоявших перед проектировщиками и

строителями, позволило в этот период ввести в эксплуатации десятки тысяч км высоковольтных горных линий электропередачи, в том числе таких уникальных как ЛЭП-500 кВ Токтогулская ГЭС — подстанция «Ленинская», Токтогулская ГЭС — подстанция «Фрунзенская».

Большой вклад в развитие горных ЛЭП внесли ученые и проектировщики различных институтов и стран СНГ, в том числе Бургсдорф В.В., Рокотян С.С., Попков В.И., Рашкес В.С., Тиходеев Н.Н., Левитов В.И., Кесельман Л.И. и др. Среди ученых Кыргызстана, занимавшихся изучением высокогорных проблем и внесших большой вклад в это научное направление, следует отметить Апостолатова Г.А, Лугового В.С, Подрезова В.А, Мезгина В.А, Холодова В.В, Ордокова И.О., Дикамбаева Ш.Б., Чичинского М.И., Ботбаева Б.А., Першина И.И, Гуляева И.М, Шеленберга В.Р, Маркина Ю.А, и др. Автор также принимал участие в разработке некоторых проблем горных ЛЭП.

До издания нами учебника /16/ ни разу не предпринималась попытка обобщения опыта проектирования, строительства и эксплуатации горных ЛЭП, позволяющая использовать полученные данные в учебном процессе, при проектировании и последующих научных разработках.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

2.8. Электроснабжение горных районов линиями электропередачи постоянного тока

Линии электропередач постоянного тока обладают рядом преимуществ по сравнении с электропередачами переменного тока. При прочих равных условиях стоят дешевле. Но дополнительные концевые подстанции линий постоянного тока удорожают передачу. Поэтому основная область применения линий электропередачи постоянного тока — это дальние электропередачи с воздушными линиями большой пропускной способности, для которых экономия на стоимости линий электропередачи (растущая с длиной) легко компенсирует дополнительные затраты на концевые подстанции.

Перспективными являются также кабельные электропередачи сравнительно небольшой длины и мощности (подводные кабели, вводы в большие города) так как высоковольтные кабели постоянного тока в несколько раз дешевле кабелей переменного тока.

В исследованиях, проведенных в КирНИОЭ /29/, было показано, что воздушные и кабельные линии постоянного тока могут оказаться весьма эффективными и экономичными так же в горных районах. В некоторых случаях применение постоянного тока для высокогорных ЛЭП позволяет решать задачи, практически трудно разрешаемые с помощью переменного тока.

Основные предпосылки, определяющие эффективность применения электропередач постоянного тока в горных районах, заключается в следующем:

Линии электропередачи постоянного тока, использующие малогабаритные опоры и кабельные вставки, могут быть проложены по узким и извилистым ущельям и перевалам, где прокладка линий переменного тока нужного напряжения крайне затруднена.

Широкое использование в электропередачах постоянного тока подземных и подводных кабелей дает возможность на наиболее трудных по рельефу и метрологическим условиям участках горных трасс исключает корону и атмосферные воздействия (грозы, гололед, ветер).

Для электропередач на постоянном токе в горных условиях практически отсутствуют какие-либо ограничения в применении земли в качестве обратного провода.

Использование же земли в горных электропередачах постоянного тока не только повышает их экономичность, но и позволяет создать практически некоронирующие униполярные воздушные линии.

Известно, что в мировой практике проявляется большой интерес к передачам постоянного тока (ППТ). Но широкое внедрение в практику этой новой техники требует всесторонних исследований и решения ряда проблем. Одной из таких проблем является использование в ППТ земли в качестве обратного провода, что дает ППТ определенные технические и экономические преимущества.

Как известно, все практически осуществляемые сейчас ППТ выполняются по двухполюсной биполярной и однополюсной униполярной схемам, отличающихся между собой характером использования земли. В первом случае земля как токопровод используется только при выходе из строя одной полуцепи. Во втором случае предусматривается постоянное использование земли в качестве токопровода. Как показали проработки, использование земли в качестве обратного провода в униполярных передачах является весьма перспективным в широком диапазоне ППТ малой и средней мощности. Передачи этого типа приобретают положительные качества, связанные как с лучшей организацией электрического поля между проводами (нет напряжения между полюсами, снижается уровень потерь на корону и радиопомехи), так и с повышением надежности.

Использование же земли в качестве обратного провода является в ряде случаев весьма экономичным решением, так как сопротивление земли, по сравнению с проводами, обычно мало, а земля, как токопровод, при соответствующей конструкции заземлителей, абсолютно надежна. Поэтому вопрос создания эффективных и надежных заземлителей, как и в целом проблема токов в земле, является весьма актуальным.

Нами были проведены исследования вопросов, касающихся расчета и выбора конструкции рабочих заземлителей передач постоянного тока. Выведена формула расчета нагрева рабочих заземлителей /30/, предложена в качестве критерия оценки термической устойчивости заземляющих устройств напряженность теплового поля /31/, составлена методика расчета рабочих заземлителей передач постоянного тока /33/. Результаты этих исследований приведены ниже в главе 9.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

2.7. Электроснабжение передвижных потребителей горных районов

К передвижным потребителям относятся потребители отгонного животноводства, пчеловодства и другие. В летнее время в течение 4-5 месяцев тысячи отар овец, табунов лошадей выпасаются на горных лугах — джайлоо. В течение лета каждый чабан или табунщик несколько раз меняет место стоянки. В настоящее время почти все они в летнее время лишены возможности пользоваться достижениями цивилизации. У них нет даже электрического освещения, не говоря об использовании телевизоров, холодильников, электробытовых приборов и т.д. Осуществление питания их электроэнергией от энергосистемы практически неосуществимо, так как это будет стоить очень дорого и очень много потребуется материалов. Стационарные автономные источники также невозможно использовать всюду ввиду того, что потребитель не находится на одном месте в течение лета. Передвижные дизельные электростанции, выпускаемые промышленностью, имеют большую массу, что затрудняет их перевозку вьючным транспортом (чабаны, табунщики перевозят юрты, палатки, домашний скарб на лошадях, волах, яках).

В исследованиях КирНИОЭ, отдельных исследователей (Токомбаев К.А., Кораблев А.Д.) считается приемлемым в качестве источника электроэнергии для чабанов, табунщиков, пчеловодов микроГЭС, мощностью 1,5-3 кВт. Однако ими могут воспользоваться ограниченное количество кочевых потребителей. Во-первых, не всегда удобное место для стоянки могут быть вблизи речки или ручья достаточного стока, во-вторых, общий вес микроГЭС с рукавами составляет около 100 кг, что представляет немалые трудности при перекочевках, в третьих стоимость микроГЭС 1,5 кВт, изготавливаемых на заводе им. Ленина г. Бишкек стоили дорого- 3,5 тыс $. Имеются данные, что выпускаются микроГЭС в других странах, имеющие меньшую стоимость. Строительство стационарных ГЭС для питания таких нагрузок нецелесообразно из-за отсутствия постоянных электрических нагрузок, а также из-за труднодоступности и сложных условий строительства электростанций и сооружения ЛЭП. По нашему мнению необходимо проанализировать экономику такого способа обеспечения электроэнергией животноводов в летнее время. Практически такой способ электроснабжения кочевников можно представить следующим образом. Сооружаются небольшие стационарные ГЭС и распределительные однофазные сети 10 кВ, которые используются только в летнее время, а на зиму консервируются. В местах стоянок устанавливаются на опорах однофазные трансформаторы мощностью 1-4 кВА и розетки, куда чабан легко может подключиться. Такой способ будет обходиться дорого, но может рассматриваться как один из альтернативных вариантов. Предположительно, стационарные ГЭС будут вполне приемлемыми для летних МТФ с доильными установками.

По нашему мнению первоочередной задачей является обеспечение электроосвещением юрты и ночной стоянки овец. Согласно нашим расчетам для освещения юрты хватит электрической лампочки 40-60 Вт, а для освещения стоянки овец 1 или 2 лампочки по 40 Вт. Таким образом, мощность осветительных приборов, на которую должны быть рассчитаны источники энергии, составляет примерно 80-140 Вт. Если суточную продолжительность горения лампы для наружного освещения принять равной 8 ч, а в помещении — 4 ч, то при таком режиме суточная потребность в энергии составит для одного объекта -40-75 А*ч. Достаточно иметь аккумуляторную батарею в 50-60 А*ч, которую необходимо подзаряжать в течение суток током 2-3 А.. для чего достаточно иметь микроГЭС мощностью -12х(2-3)=24-36 Вт. Предлагаемый вариант аналогичен системе электроснабжения автомобиля. Электрическая нагрузка питается от аккумулятора, которая круглосуточно заряжается от микроГЭС. Для такого способа обеспечения освещения стоянки чабана требуется минимальная мощность микроГЭС.

Для ускорения обеспечения кочевого животноводства минимума потребности в электроэнергии и достижения минимального веса энергоустановок, их мощность должна быть ограничена. Как показывают выше приведенные расчеты, мощность ветроэнергоустановок, бензоагрегата, солнечной энергоустановки должна быть порядка 50-100 Вт, достаточная для зарядки аккумулятора.

Вместо микроГЭС может использоваться ветровая или солнечная энергия. Мощность таких установок должна быть больше, чем микроГЭС, так как они могут работать неполные сутки.

Аккумуляторная батарея позволяет кратковременно (1-2 часа в сутки) потреблять мощность порядка 1 кВт (утюг, электрочайник и др.), а также стабильно питать освещение, телевизор и т.д. от батареи при отсутствии ветра или солнца.

По выше рассмотренным проблемам можно сказать следующее.

1. Электроснабжение потребителей горных районов имеют ряд специфических особенностей. Обычно потребители этих мест рассредоточены, имеют малую мощность и имеют сильно выраженный сезонный характер.

2. Электроснабжение потребителей горных районов обходится дорого из-за больших затрат и расходов материалов. В настоящее время многие из них не электрифицированы ввиду их удаленности от централизованных источников энергии (от энергосистемы).

3. Эксплуатация всех способов электроснабжения обходится дорого, обусловленные трудностью обслуживания ЛЭП и подстанций или высокой стоимостью топлива и его подвозки для автономных источников энергии.

4. Электроснабжение горных районов могут осуществляться следующими способами:

а) от ближайшей подстанции энергосистемы,

б) от высоковольтной ЛЭП путем отбора небольшой мощности,

в) от автономных источников (дизельных и бензиновых агрегатов),

г) от нетрадиционных источников энергии: солнца, ветра, геотермальных вод.

5. Выбор способа электроснабжения должно производится путем технико-экономического сравнения различных вариантов: от автономного источника или от энергосистемы. Потребители, расположенные недалеко от узла энергосистемы выгоднее питать по линии электропередачи, а удаленные потребители от автономных источников.

5. Электроснабжение от энергосистемы линиями электропередачи имеют ряд особенностей, обусловленные малой передаваемой мощностью, большой протяженностью ЛЭП, малой мощностью подстанций.

Линии отличаются релейной и грозозащитой, заземлением, уровнем токов короткого замыкания и др. Особенности горных линий рассмотрены в следующей главе.

6. При наличии оборудования для преобразовательных подстанций экономически выгодным может быть использование передач постоянного тока, особенно униполярных, позволяющих передавать электроэнергию только по одному проводу.

7. Электроснабжение потребителей горных районов, находящихся вблизи высоковольтных ЛЭП, вполне можно осуществлять различного способа отборами мощности от нее. Нами обосновывается преимущество использования трансформаторного способа отбора мощности, являющегося наиболее простым, дешевым и надежным.

8. Для отборов малых мощностей от линий 10 кВ предлагаются использовать разработанные нами минитрансформаторы мощностью 10, 16 и25 кВА, напряжением 10/0,23 кВ, для отборов малых мощностей от линий 110 кВ-минитрансформаторы мощностью 63, 100, 160 и 200 кВА., напряжением 110/10 кВ.

9. В удаленных горных районах наиболее приемлем способ комбинированного энергоснабжения потребителей путем использования электроэнергии и для тепловых процессов.

10. Для электроснабжения освещения передвижных потребителей горных районов (чабанов, табунщиков) наиболее подходящим является использование разработанных нами небольших микроГЭС, мощностью 20-50Вт., или солнечных, или ветровых установок, мощностью 50-100 Вт, с аккумуляторными батареями.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

2.6. Комбинированное энергоснабжение потребителей горных районов

Мелкие потребители являются в основном коммунально-бытовыми так как, везде где потребляется электрическая энергия, сезонно или круглосуточно проживают люди. На часть из них имеются производственные потребители: на МТФ с доильными установками, геологических партиях, станциях радиорелейной связи, пунктах стрижки, купки овец и других.

Кроме электрической энергии многие мелкие потребители используют топливо: уголь, дрова, мазут, солярку, дизтопливо, бензин. Доставка топлива в отдельные горные районы вызывают значительные затраты, особенно в районы, удаленные от железных дорог. Такая проблема имеет место и для высокогорных долин со значительным количеством жителей.

Топливо используется в основном для отопления домов, приготовления пищи. Топка печек дровами, углем остается фактором, создающим серьезный дискомфорт для семьи, а тем более для живущего еще дальше и выше в горах, чем является серьезной социальной проблемой для жителей горных районов.

Сжигая топливо, сельский житель получает тепловую энергию, которую можно получить и преобразуя электрическую. Если к дому подведена электрическая энергия, то ее нужно использовать и для получения тепловой энергии.

Для отдаленных горных районов наиболее дешевым способом транспортировки и распределения энергии является использование электрического тока. Для подведения чего и так тратятся средства: прокладывается ЛЭП, стоятся подстанции, распределительная сеть, зачем же еще параллельно с электрической транспортировать и другие источники энергии, что не может быть рационально. В Кыргызстане, имеющем огромный потенциал гидроэнергоресурсов, где уже построен целый ряд мощных гидроэлектростанций, вырабатывающих самую дешевую электроэнергию, перевод всех потребителей энергии удаленных районов на электрическую является реально осуществляемой задачей. Перевод на электроотопление домов и использование электроэнергии для приготовления пищи, наряду с уже имеющимися видами использования электроэнергии, решает для жителя удаленного горного района очень серьезную социальную задачу. Для решения этой задачи необходимо решить вопросы дополнительного строительства распределительных сетей, трансформаторных пунктов, усиления существующей электросети. Другой задачей является обеспечение населения электропечами для приготовления пищи, системами электроотопления, а подразделения сельскохозяйственного производства, школы, клубы — электрокотлами, электронагревательными установками и т.д.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

2.5. Электроснабжение потребителей горных районов отборами мощности от высоковольтных линий

По горным ущельям и перевалам проходят высоковольтные ЛЭП-35- 220 кВ, соединяющие местные сети отдельных долин или питающие отдельных потребителей. В то же время в горной местности вдоль этих линий имеются немало потребителей малой мощности: кошары, посты дорожников, пункты заготовки кормов, гидропосты, различные базы, лагери, небольшие селения и т.д. Централизованное электроснабжение таких потребителей, с применением понизительных подстанций с силовыми трансформаторами от ЛЭП-110 кВ, требует значительных капитальных вложений, так как в настоящее время трансформаторы 110 кВ и выше на вторичное напряжение 0,4 кВ промышленностью не выпускаются, а минимальная мощность трехфазных трансформаторов 110/10 кВ равна 2500 кВА. Очевидно, что, во первых, сооружение подстанций 110/10 кВ обходится очень дорого, а во вторых, трансформаторы во многих случаях практически работают на холостом ходу.

Не решена задача трансформации малых мощностей от ЛЭП-35-10 кВ. На напряжение 35/0,4 кВ выпускаются силовые трансформаторы, начиная с номинальной мощности 100 кВА и выше. Для трансформации мощности от линии 10 кВ выпускают трансформаторы с номинальной мощности 25 кВА и выше.

На практике часто бывает необходимым запитать нагрузки значительно меньшей мощности. Электрификация этих маломощных потребителей с использованием выпускаемых трансформаторов вызывают лишние капиталовложения, кроме того будут иметь место завышение ежегодных издержек за счет больших потерь холостого хода в трансформаторах.

Емкостной отбор мощности. Такой способ отбора производится с помощью конденсаторов, включенных последовательно между фазным проводом и землей. С определенной части конденсаторов снимается более низкое напряжение, которое через реактор подается понижающему трансформатору. Реактор должен быть специальной конструкции, который промышленностью не выпускается. Кроме того, схема емкостного отбора требует установки трансформатора тока, искровых промежутков с вращающейся дугой (ИПВД) и бетэловых резисторов.

На подстанциях емкостного отбора мощности (ПДНЕ) сочетание конденсаторов и реакторов вызывает резонансные явления, что влечет определенные неприятности, связанные неустойчивостью режима их работы. Эта неустойчивость проявляется в резонансных повышениях напряжения на шинах подстанции при переключениях в его схеме, а также в самовозбуждении и электромеханической неустойчивости асинхронных двигателей, питаемых от ПДНЕ. Исследованиями на опытных ПДНЕ было установлено, что для обеспечения их устойчивой работы требуется применение специальных защитных устройств и оборудования, без которых такие подстанции неработоспособны, или имеют неприемлемо ухудшенные экономические показатели. Более широкое применение ПДНЕ тормозится недостаточной изученностью по их применению. Для практического использования этого способа требуется разработка и выпуск специального оборудования, как, например, реакторы.

На кафедре «Электрические станции» ФПИ (ныне КГТУ) предложено использовать так называемый трансформаторный отбор мощности. Предварительные расчеты и некоторые исследования показывают, что такой способ отбора является наиболее простым, дешевым и надежным.

Для отбора очень малой мощности от 0,01 до 5 кВА нами предложено использовать трансформаторы напряжения.

Отбор мощности с помощью трансформаторов напряжения. Как известно, у трансформаторов напряжения для обеспечения механической прочности первичных обмоток, применяются провода большего сечения, чем требуется по расчету. Кроме того, в связи с необходимостью иметь малые погрешности, для трансформаторов допускают пониженные значения индукции в магнитопроводе и плотности тока в обмотках. Индукция в магнитопроводе принята равной 0,4 — 0,8 Тл, в то время как в силовых трансформаторах допускается индукция до 1,5-1,7 Тл. Таким образом, имеется возможность увеличить индукцию в магнитопроводе трансформаторов напряжения.

Плотность тока в обмотках принята значительно меньшей допускаемой плотности тока в обмотках силовых трансформаторов, равной 3-4 А/мм2. Таким образом, имеются определенные запасы как по сечению магнитопровода так и по сечению обмоток.

Для получения вторичного напряжения нужного потребителю в 220 В применены различные способы. Во первых, можно использовать маломощный автотрансформатор, например, ЛАТР. Вторым способом является некоторая реконструкция трансформатора напряжения. Так в трансформаторе напряжения НКФ-110 вторичное напряжение 220 В можно получить последовательным соединением основной и дополнительной обмоток и дополнительной намотки 23 витков.

Нами были проведены лабораторные испытания по определению нагрузочной способности трансформатора напряжения НКФ-110-83У1 при последовательном соединении вторичных обмоток. При таком соединении вторичное напряжение получилось равным 157 В. Реконструкция вторичных обмоток трансформатора напряжения осуществлена на ПРП «Кыргызэнергоремонт» по расчетам и рабочим чертежам, выполненных на кафедре «Электрические станции, сети и системы» под руководством автора. Предельная мощность одной фазы по каталогу составляет 2 кВт. При последовательном соединении, ввиду повышения напряжения, уменьшается сила тока, за счет этого можно допустить большую нагрузку, чем по каталогу. Опыты показали, что одну фазу после реконструкции можно загрузить до 5 кВт /15/.

В трансформаторах типа НОМ обмотка НН расположена непосредственно на стержне и сверху расположена обмотка ВН. Для того, чтобы увеличить вторичное напряжение от 100 до 220 В, надо уменьшить число витков обмотки ВН в 2,3 раза. При этом индукция в магнитопроводе увеличится во столько же раз и составит 0,92-1,84 Тл, средняя величина которой не превысит допустимой индукции в силовых трансформаторах.

При использовании трехфазной группы достаточно уменьшить число витков ВН в 1,33 раза для получения напряжения 133 В. Соединение вторичных обмоток в звезду позволяет получить вторичное линейное напряжение в 230 В.

В трансформаторах НТМИ-10 вообще не требуется реконструкции. Достаточно последовательно соединить вторичную основную и дополнительную обмотки, при этом получается напряжение 133 В. При соединении вторичной обмотки в звезду линейное напряжение получается равным 230 В. Данные предложения требуют экспериментальных исследований.

Таблица 2.5.1.

Типы трансформаторов напряжения 110,35,10 кВ

Тип

Кл.

напряж.

кВ

Напряжение обмоток, В

Предельная

мощность ВА

Схема

соедине-ния

первичн.

основной

вторичн

Дополн

ительной

НКФ-110

3НОМ-35

ЗОМ-1/35

НОМ-35

НОМ-10

НТМИ-10

110

35

35

35

10

10

110000/

3500/

35000/

35000

10000

10000

100/

100/

100/

100

100

100

100

100/

127-100

—

—

100/

2000

1200

835

1200

640

1000

1/1/1-0-0

1/1/1-0-0

1/1-0

1/1-0

1/1-0

 

Для питания очень малых потребителей достаточно установки однофазного трансформатора напряжения. Ввиду простоты устройства отбора мощности возможно применения трех однофазных или трехфазного трансформатора напряжения.

Отбор мощности с помощью минитрансформаторов. Для отбора небольших мощностей отЛЭП-10 кВ можно использовать однофазные силовые трансформаторы, применяемые на железных дорогах. Когда достаточна мощность только одной фазы ставится один трансформатор, когда необходимо трехфазное напряжение необходимо устанавливать группу из трех трансформаторов. Однофазные трансформаторы выпускаются мощностью 0,63; 1,25; 4,0; 6,3; 10 кВА (табл. 2.5.2.). При трансформации всех трех фаз мощность групп составит соответственно: 1,89; 3,75; 12,0; 18,9 кВА. Удобно также использовать трансформаторы больших мощностей — 16 и 25 кВА.

Таблица 2.5.2.

Трансформаторы однофазные масляные напряжением 6-10/0,23 кВ

Тип

Мощн

кВА

Uн,

кВ

Потери, Вт

Uк,

%

Iхх,

%

Рхх

Ркз

ОМ-0,63/6

ОМ-0,63/10

ОМ-1,25/6

ОМ-1,25/10

ОМ-2,5/10

ОМ-4,0/10

ОМП-6,3/10

ОМП-10/10

0,63

0,63

1,25

1,25

2,5

4,0

6,3

10,0

6

10

6

10

10

10

10

10

16

116

22

22

80

 

 

56

40

40

58

58

90

140

 

280

6,8

6,8

6,0

6,0

5,0

4,7

 

3,5

27

27

19

19

 

8,0

 

8,0

 

Выпуск однофазных силовых трансформаторов малой мощности на напряжение 10 кВ целесообразен. Устанавливать у каждого отдельного маломощного потребителя выпускаемые промышленностью типовые КТП неэкономично, во первых за счет того, что устанавливается завышенная мощность, во вторых такая КТП будет обходиться дорого.

Отбор мощности от ЛЭП-35 кВ выполнять легче, так как выпускаются трансформаторы 35/0,4 кВ мощностью от 100 до 630 кВА. Для питания потребителей мощностью меньше 100 кВА необходим выпуск трансформаторов 25, 40, 63 кВА.

Отбор мощности от ЛЭП-110 кВ представляет большую сложную задачу, требующую решения ряда технических и экономических проблем. Минитрансформаторы на 110 кВ должны иметь большие изоляционные промежутки и расстояния при изготовлении их аналогично обычным конструкциям трансформаторов. Вышеуказанное вынуждает делать баки больших размеров, использовать обычные вводы, что не позволяет существенно снизить стоимость трансформатора.

Выбор конструкций минитрансформаторов 110 кВ. Нами предложено изготавливать минитрансформаторы 110 кВ по типу измерительных трансформаторов тока и напряжения. Изоляция вводов от заземленного бака в обычных трансформаторах производится путем его заключения в проходной изолятор из фарфора (маслонаполненный ввод), недостатком которых является большие размеры и соответственно высокая стоимость при малых мощностях трансформаторов.

Целью нашего предложения является удешевление и упрощение конструкции трансформатора, что достигается совмещением высоковольтного ввода и бака трансформатора. Для этого необходимо применить корпус (бак) трансформатора из изоляционного материала.

Такие трансформаторы могут выполняться однофазными. В качестве корпуса могут быть использованы фарфоровые покрышки, применяемые для измерительных трансформаторов, для других аппаратов или специального изготовления.

Такие трансформаторы будут иметь небольшие размеры и вес. Трехфазная группа таких трансформаторов будет стоить значительно дешевле, чем силовой трансформатор обычной конструкции.

Минитрансформатор 110/10 кВ с использованием фарфоровой покрышки трансформатора напряжения НКФ-110. Как показали предварительные расчеты габариты фарфорового корпуса (покрышки) трансформатора напряжения типа НКФ-110 позволяет вместить внутри него магнитопровод с обмотками рассчитанными на мощности 8,3 и 13,3 кВА. Трехфазная группа будет иметь мощности 25 и 40 кВА, что соответствует шкале номинальных мощностей трансформаторов. Нами рассчитаны параметры трансформатора 25 кВА. Магнитопровод, диаметром 8 см, имеет ширину 330 мм, высоту — 950 мм, вес стали — 74,3 кг (на фазу). Число витков обмотки ВН — 45170 витков, НН — 7143 витка, провода сечением 0,125 мм2 — ВН и 0,7 мм2 — НН, плотности тока — 1 а/мм2, что значительно ниже чем в силовых трансформаторах. Индукция в стержне 1,55 Тл, в ярме 1,52 Тл, КПД — 97,1%. Расход провода 55 кг. Вводы 10 кВ крепятся к днищу трансформатора. В трансформаторе также как и в ТН не предусмотрено регулирование напряжения. Регулирование напряжения производится на трансформаторе 10/0,4 кВ, производящего вторую ступень трансформации. Другие параметры этого трансформатора ОМФ-25/110 приведены в табл. 2.5.3.

Таблица 2.5.3.

Минитрансформаторы силовые 110/10,5 кВ

в фарфоровой покрышке

Тип

Sн,

КВА

Потери, Вт

Uк,

%

Iхх,

%

Габариты

Рхх

Ркз

длина

высота

Ширина

ОМФ-25/110

ОМФ-63/110

25

 

63

110

 

240

188

 

185

5,2

 

5,75

8,1

 

6,45

790

 

1080

1600

 

2840

710

 

1080

 

Минитрансформатор 110/10 кВ с использованием фарфоровой покрышки трансформатора тока ТФНД-220 (ОМФ-63/110). Нами разработан проект такого трансформатора на мощность трехфазной группы 63 кВА. В качестве корпуса используется фарфоровая покрышка трансформатора тока ТФНД-220. При составлении трехфазной группы из силовых трансформаторов соединение обмоток высокого и низкого напряжений производится снаружи. Мощность однофазного трансформатора составляет 21 кВА. Основные технические данные трансформатора следующие: диаметр стержня 11 см, сечение 80,2 см2, высота магнитопровода 1155 мм, ширина 435 мм, вес стали 173,5 кг, вес обмоток 125,5 кг (на фазу), плотности токов в обмотке ВН 0,77 А/мм2, в обмотке НН 0,97 А/мм2, КПД — 97,8%. Параметры данного трансформатора приведены в табл. 3.22.

В покрышке трансформатора тока ТФНД-220 также можно разместить однофазный силовой трансформатор мощностью 33,3; 53,3; 66,6 кВА, трехфазная группа которых будет иметь мощности соответственно 100, 160, 200 кВА. Параметры последнего согласно наших расчетов приведены в табл. 2.5.4.

 

Таблица 2.5.4.

Sн,

КВА

Потери, Вт

Uк,

%

Iхх,

%

Габариты

длина

Высота

Ширина

200

 

430

535

8,5

3,15

1080

1080

2840

 

Технические параметры однофазного трансформатора 66,6 кВА следующие: В=1,51 Тл, I1=1 A, I2= 6,35 А, диаметр стержня 14 см, W1=14720, W2=2323 витков, вес провода 165,6 кг на фазу, размеры магнитопровода 1205х525, вес — 297 кг.

Для электроснабжения малых потребителей расположенных вдоль ЛЭП-110 кВ целесообразен выпуск силовых трансформаторов обычных конструкций во всем диапазоне мощностей согласно их номинальному ряду.

На первых порах можно было бы выпускать такие малые трансформаторы с большим шагом номинальных мощностей, например, предлагается выпускать трансформаторы 110/10 кВ следующих номинальных мощностей: 63, 160, 400, 1000 кВА. Промышленностью такие трансформаторы до сих пор не выпускаются по той причине, что они имеют относительно большую стоимость единицы мощности (руб/кВа). Чем мощнее трансформатор, тем дешевле получается один кВА мощности. План заводам спускался в млн. кВА. Эти кажущиеся невыгодными, с точки зрения производителей, силовые трансформаторы для строителей подстанций и эксплуатационников являются экономичными. Стоимость трансформатора 110/10кВ, мощностью в 63, 100 кВа намного меньше трансформатора 2500 кВа, (меньшей мощности такие трансформаторы не выпускаются).

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

2.4. Электроснабжение горных районов от энергосистемы линиями электропередач

Электрические сети получили наибольшее развитие в обжитых районах: относящаяся к Кыргызстану часть Ферганской долины, в Чуйской долине, Иссык-Кульской котловине и мелких долинах: Таласской, Кочкорской, Кетмень-Тюбинской и др. Другие мелкие высокогорные долины электрифицированы радиальными линиями электропередачи. Охват территории Кыргызстана местными электрическими сетями представляет не более 10-15% Некоторые линии электропередачи 110 кВ в настоящее время стали распределительными. Они питают подстанции 110/35/10 и 110/10 кВ во всех крупных долинах. Они проходят вдоль всей Чуйской долины, обрамляют озеро Иссык-Куль, питают глубинные горные районы, где они представляют собой радиальные линии. Самой протяженной из них является линия 110 кВ от Балыкчи до районного центра Казарман протяженностью около 380 км. Другой протяженной ЛЭП-110 кВ является линия от подстанции «Иссыккульская» через подстанцию «Тамга» до подстанции «Энылчек», протяженностью более 300 км. Большую протяженность имеет линия подстанция «Иссыккульская» — подстанция «Кочкорка» — подстанция «Чаек» — подстанция «Минкуш» общей длиной более 250 км. Удаленность подстанции 110 кВ «Торугарт» от питающей подстанции «Иссыккульская» составит примерно 400 км.

Выше приведенные примеры показывают, что удаленные потребители горных районов приходится обеспечивать через очень протяженные линии электропередачи, причем часто проходящие через сильно пересеченные местности, ущелья, перевалы и т.д.

Удаленность конечных подстанций выше перечисленных ЛЭП на самом деле еще больше от источников электроэнергии, если учесть то, что питающая подстанция «Иссыккульская» удалена от Фрунзенской ТЭЦ на 170 км, а от Токтогулской ГЭС на 500 км.

Линии электропередачи 35 кВ использованы в меньшей степени для питания удаленных потребителей горных районов. Наиболее протяженные ЛЭП-35 кВ находятся на юге республики. Так для питания отдаленных горных районов Алайской долины проложены линии 35 кВ п/ст «Сары-Таш» — п/ст «Дараут-Курган» — п/ст «Кара-Мык» протяженностью 140 км, другая линия п/ст «Советская» — п/ст «Терек» протяженностью около 70 км. На этой линии на ряде участков провода с помощью тросов и изоляторов крепились непосредственно к выступам скал, что позволило ускорить строительство этой линии, отказаться от установки дорогостоящих громоздких многотонных опор. Преодолев заоблачные кручи, эта линия позволила завершить электрификацию многих населенных пунктов Советского района, в том числе Кара-Таша, Ой-Тала, Кукдука и Терека. Ряд линий 35 кВ построены в габаритах 110 кВ, для того чтобы в дальнейшем при росте нагрузок можно было перевести линию на 110 кВ. Так линия «Шакафтар» — Янги-Базар», протяженностью примерно 100 км, питающая Чаткальскую долину, выполнена в габаритах 110 кВ, однако временно работает на напряжении 35 кВ.

Расстояния между отдельными подстанциями радиальных ЛЭП, питающих горные районы, значительны. Так протяженность ЛЭП между подстанциями Районная — Казарман 100 км, Шекафтар — Янги-Базар — 91 км, Чолпон — Чаек — 91 км, Тамчи — Карасай — 77 км, Сары-Булак — Нарын — 69,6 км, причем все они проходят через перевалы, ущелья, косогоры и т.д.

Для электроснабжения сельских потребителей, в том числе и в труднодоступных районах республики повсеместно широко распространены сети 10 кВ.

Если в равнинных районах протяженность линий этого класса напряжения составляет обычно 15-30 км, то специфика потребителей в горных районах: малая плотность нагрузки, большая удаленность от центра питания, расположение вдоль ущелий, вытянутых на большие расстояния, привела к тому, что длины их часто достигают более 40-60 км даже без учета отпаек. Длина отдельных линий достигает 80-130 км, а при учете длин отпаек, их протяженность достигает 300 400 км /43/. В местных электрических сетях Кыргызэнерго выявлено более 40 электропередач (фидеров), имеющих большую протяженность. Максимальные нагрузки этих фидеров составляет от 50 до 175 кВт (табл. 2.4.1).

Очень длинные ЛЭП-10 кВ отходят от подстанций обычно в строну ущелий и урочищ. Так, например, ЛЭП-10 кВ от подстанции Сары-Булак идет вдоль рек Кара-Куджар, где расположены пастбища и имеются зимовки, которые потребляют очень малую мощность, но расположены далеко друг от друга, общая длина этой ЛЭП составляет 130 км.

Наименьшая мощность трансформаторов, установленных на трансформаторных пунктах (ТП) рассматриваемых воздушных линий (ВЛ) составляет в основном 25, 63 и 100 кВА. Ток холостого хода для них лежит в пределах 2,6 — 3,2 %. Анализируя параметры протяженных линий электропередачи можно сказать, что, во-первых фидеры на 30-60% загружены мощностью, вызванной потерями в стали трансформаторов, подключенных к данному фидеру, во вторых суммарная установленная мощность ТП в несколько или в десятки раз превышают ту мощность, которую можно передать по линиям. Для протяженных линий 10 кВ использование трансформаторной мощности ТП с учетом коэффициента одновременности их работы составляет всего 8-20%, а отдельные трансформаторы загружены на 0,1 — 1,0 %.

Таблица 2.4.1. Параметры протяженных ВЛ-10 кВ

Наименование РЭС и фидера

Длина (без учета отпаек), км

Суммарная

мощность ТП, кВА

Максималь-ная нагрузка, кВА

Sнаг/Sт

100%
Кочкорская РЭС

Ф. Кара-Куджар

Ф. с-з Ленина

Ф. с-з Коммунизм

Ф. «Аэропорт»

Ф. с-з 8 Марта

Узгенский РЭС

Ф. «Мастерские»

Карасуйский РЭС

Ф. «Лянгар»

Наукатский РЭС

Ф. «Кичик-Алай»

Алайский РЭС

Ф. «Ак-Босого»

Ф. «Оро-Добо»

Советский РЭС

Ф. к-з Ленина

Ф. к-з Калинина

Тонский РЭС

Фидер «Но»

130

61

72

65

64

76

76

75

88

60

81

77

50

1020

2460

2763

1600

2100

920

2200

990

780

550

1180

490

2600

80

150

100

100

80

175

80

130

140

90

100

50

10

12,75

16,4

27,63

16

26,25

5,25

27,5

7,6

5,57

6,1

11,8

9,8

23,63

Выполненная оценка сделана для наиболее загруженного периода — зимнего максимума. Следовательно, в остальное время трансформаторы работают с еще меньшей нагрузкой. Поэтому для рассматриваемых ВЛ имеет место значительное завышение установленной трансформаторной мощности и, как следствие этого, неэффективное использование капитальных вложений в трансформацию энергии.

Как видно из таблицы 2.4.1, суммарная мощность силовых трансформаторов превышает максимальную нагрузку потребителей в 5,25-27,63 раза. Эти данные относятся к советскому периоду, в настоящее время в связи с переходом населения на электрическое отопление и приготовление пищи, нагрузки возросли.

Повсеместно, независимо от того густонаселенный район или нет, имеет место использование трансформаторов 10/0,4 кВ, мощностью превышающей нагрузку в несколько или десятки раз. Для питания отдельного дома, полевого стана, кошары, где живет обычно одна семья, электроэнергия используется для освещения (100-200 Вт), для питания телевизора, эпизодически включается утюг, электроплитка (1кВт), в последнее время, электроотопление, устанавливается силовой трансформатор мощностью 63, 100, 160 кВА. Можно было бы устанавливать силовые трансформаторы минимальной мощности 10, 16, 25, 40 кВА, однако они дефицитны и в момент установки ТП их не оказывается под рукой. Кроме неоправданно лишних капитальных затрат на трансформаторы и ЛЭП имеет место и большие потери за счет потерь холостого хода трансформаторов.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

Глава 1. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

История развития электрических сетей Кыргызстана тесно связана с общим развитием энергетики и электрификации Республики.
С ростом мощностей электростанций, объединением их на параллельную работу, централизацией электроснабжения росли классы напряжения линий электропередач и их протяженность.

Сети напряжением 6-10 кВ получили распространение в городах и сельских распределительных сетях, а линии электропередачи напряжением 35-110 кВ — для связи между отдельными станциями и местными энергосистемами, а также для передачи электроэнергии в отдаленные горные районы, в основном, сельскохозяйственного назначения.

Линии электропередачи напряжением 220 кВ связали энергосистемы Севера и Юга Кыргызстана с соседними энергосистемами Южного Казахстана и Узбекистана, а также служат для выдачи мощности Курпсайской, Ташкумырской и Шамалдысайской ГЭС.

Линии электропередачи самого высокого класса напряжения 500 кВ применены для выдачи мощности Токтогулской ГЭС, а в будущем и каскада Камбаратинских ГЭС. Кроме того, они связали энергосистемы Севера и Юга Республики и явились звеном кольца в объединенной энергосистеме Средней Азии и Южного Казахстана.

До революции же в Кыргызстане высоковольтных сетей не было. Имеющиеся небольшие электростанции работали изолированно друг от друга и выдавали мощность потребителям в основном по кабельным линиям и воздушным сетям постоянного тока низкого напряжения 500, 220 и 110 В.

В 1931 году, после ввода в эксплуатацию Фрунзенской дизельной электростанции (ДЭС-1), ее энергия по линии электропередачи напряжением 13,2 кВ стала поступать на центральный трансформаторный пункт, ранее питавшийся от Малой Аламединской ГЭС, в результате чего появилась возможность включения электростанции на параллельную работу. Включение Малой Аламединской ГЭС и Фрунзенской ДЭС-1 на параллельную работу и создание единого централизованного органа управления положили начало существованию первой в республике районной энергосистеме.

В 1933 году, в связи с пуском первой очереди второй дизельной электростанции (ДЭС-2), в г. Фрунзе появился новый класс напряжения — 6 кВ, которая затем была включена на параллельную работу с Малой Аламединской ГЭС и Фрунзенской ДЭС-1.

В 1938 г. впервые в Республике была построена линия электропередачи 35 кВ от Кувасайской ГРЭС (Узбекистан) до Кызыл-Кыя.
Наиболее успешно электрифицировались сельскохозяйственные потребители в Иссыккульской, Фрунзенской и Ошской областях, с 1950 года началась электрификация Таласской долины.

В 1955 г. вводится в эксплуатацию первая сельская ЛЭП-35 кВ длиной 22 км от Калининской ГЭС.

В 1956 г. появляется первая линия электропередачи напряжением 110 кВ от г. Фрунзе до с. Калининское длиной 65,3 км.

Начало массового строительства сетей напряжением 35 и 110 кВ относится к периоду формирования Фрунзенской и Боордунской (Быстровской) местных энергосистем на севере республики и присоединению крупных промышленных центров к электростанциям и энергосистемам Узбекской и Таджикской ССР на юге республики в 1950-1960 гг.

В 1958 году завершено строительство ЛЭП-110 кВ «Андижан — Кара-Суу» с подстанцией в Кара-Суу, в результате чего города Ош и Кара-Суу были подключены к Ферганской энергосистеме. В этом же году по ЛЭП-35 кВ на централизованное электроснабжение от Кайраккумской ГЭС перешли рудник Сулюкта и ряд сел Лейлекского района.

В период с 1956 по 1962 гг. были введены в эксплуатацию ЛЭП-110 кВ от с. Калининское до пос. Быстровка. В 1963 году к Фрунзенской энергосистеме подключен пос. Рыбачье. Эта линия длиной 73,3 км проложена по сильно пересеченной местности по узкому Боомскому ущелью, является одной из первых горных ЛЭП Кыргызстана.

Так как Кыргызстан является преимущественно горной страной, более трех четвертей которой составляют горные системы Тянь-Шаня и Памир — Алая, поэтому линии электропередачи, проходящие по территории республики, относятся в большинстве своем к горным.
В 1964 г. завершилось строительство ЛЭП-110 кВ «Рыбачье — Кочкорка» и «Пржевальск — Тюп», в 1965 г. — «Рыбачье — Чолпон-Ата, «Тюп – Курменти.

Интенсивно велось строительство линий электропередачи и на юге республики. Здесь в течение 1961-65 гг. были сооружены ЛЭП-110 кВ Кара-Суу — Джалал-Абад — Кок-Янгак, Уч-Коргон — Таш-Кумыр — Кара-Кёль — Токтогулская ГЭС, Уч-Коргон — Джалал-Абад, Кызыл-Кыя — Кувасай – Кадамжай; Кызыл-Кыя — Кёк-Джар. По мере завершения строительства этих линий постепенно формировалась энергосистема юга Кыргызстана.

Кроме Фрунзенской и южной энергосистем к концу седьмой пятилетки (1961-65г.г.) был сформирован ряд энергорайонов: Пржевальский, с основным энергоисточником ТЭЦ в г. Пржевальск, Нарынский с основными энергоисточниками ДЭС в г. Нарын и ГЭС «Он-Арча», Таласский с основными энергоисточниками ГЭС «Ленинпольская» и «Кырк-Казык» и линией связи 110 кВ с Казахэнерго.
Дальнейшее развитие электросетевое строительство получило в годы восьмой пятилетки (1966-70 гг.). В 1966 году вошли в строй линии электропередачи напряжением 110 кВ Чолпон-Ата — Ананьево, Ананьево — Ой-Тал, вследствие чего к Фрунзенской энергосистеме был подключен Пржевальский энергорайон.

Велось строительство ЛЭП-110 кВ Пржевальск — Покровка с двумя подстанциями в селах Покровка и Джети-Огуз. В 1967 г. сдана в эксплуатацию ЛЭП-110 кВ Кочкорка — Сары-Булак и началось строительство ЛЭП-110 кВ Сары-Булак — Нарын.

В 1968 г., с окончанием строительства ЛЭП-110 кВ Пржевальск — Каджы-Сай, а в 1970 г. Каджы-Сай — Рыбачье (112 км), было завешено сооружение высоковольтного кольца вокруг озера Иссык-Куль. В этом же году было завершено строительство ЛЭП-110 кВ Рыбачье — Кочкорка — Нарын (180 км) и Кочкорка — Чаек (120 км). Линия Кочкорка — Нарын является уникальной высокогорной трассой, отдельные её опоры установлены на высоте свыше 3500 м над уровнем моря.

В годы восьмой пятилетки впервые в Кыргызстане начинают вводиться ЛЭП напряжением 220 кВ. Так, в 1966 году построен участок воздушной линии 220 кВ от Фрунзенской ТЭЦ до подстанции «Главная», а в 1967 году от подстанции «Главная» до подстанции «Быстровка». В декабре 1968 года эта ЛЭП протянулась до города Алматы, в результате чего произошло объединение на параллельную работу Фрунзенской и Алматинской энергосистем.

В следующем 1969 году была сдана в эксплуатацию ЛЭП-220 кВ Фрунзе — Джамбул (310 км) и Фрунзенская и Алматинская энергосистемы влились в Среднеазиатское энергетическое объединение. Таким образом, практически было окончено формирование объединенной энергосистемы (ОЭС) Средней Азии и Южного Казахстана, в результате чего значительно повысилась надежность электроснабжения братских республик.

Высокими темпами велось строительство линий электропередачи и на Юге Кыргызстана. Здесь в 1970 году сооружены ВЛ-110 кВ Кара-Куль — Токтогул для централизованного электроснабжения Кетменьтюбинской долины, ВЛ-110 кВ Нарын — Атбашынская ГЭС для выдачи мощности Атбашынской ГЭС в энергосистему.

В 1973 г. закончено строительство второй цепи ЛЭП Быстровка — Рыбачье длиной 70 км в габаритах 220 кВ и ЛЭП-110 кВ Сузак — Кара-Суу длиной 82 км.

В 1974 г. наиболее активно велось строительство ЛЭП-500 кВ Андижан — Токтогулская ГЭС, которое завершилось в феврале 1975г. Эта уникальная высокогорная линия длиной 174 км.

В 1975 году началось строительство ЛЭП-500 кВ Токтогулская ГЭС — подстанция «Фрунзенская» общей протяженностью 211 км, которое завершилось в 1978 году. Эта линия проходит по сильно пересеченным местностям, пересекает ряд перевалов, такие как Кумбел — 1 (высота 3.2 км.), Кумбел -2 (3.5 км.), Джаргарт (3.4 км), Кочкор Тобе (2.3 км) и другие.

Из других высоковольтных линий следует отметить ЛЭП-220 кВ подстанция «Ленинская» — г. Ош длиной 68,1 км, введенную в 1984 году.
В конце десятой пятилетки (1975-80 гг.) завершилось строительство ЛЭП-220 кВ Чалдобар — Быстровка длиной 206,3 км.

Большим событием в электросетевом строительстве республики стал ввод в эксплуатацию линии электропередачи напряжением 500 кВ длиной 215 км от Джамбула до подстанции «Фрунзенская», первые пробные включения которой были осуществлены в конце 1991 года. С вводом в эксплуатацию этой линии значительно повысилась надежность электроснабжения Севера республики. Появилась возможность полнее использовать мощность Токтогулской ГЭС и почти полностью были исключены ограничения потребления электроэнергии для случая аварии на ЛЭП-500 кВ Токтогулская ГЭС — подстанция «Фрунзенская».

В 1996 году завершено строительство линии электропередачи 220 кВ «Балыкчи — Тамга» с расширением подстанции «Иссык-Кульская» и строительством подстанции 220/110 кВ «Тамга». В 1997 году окончено строительство линии 220 кВ «Кемин – Нарын.»

В 2000 году построена подстанция «Алабель» 500/220 кВ с линией электропередачи длиной 75 км и подстанцией «Семетей» 220/110 кВ.

В 2004г. введен в строй ЛЭП- 220 кВ «Алай – Баткен», протяженностью 80 км., в 2005г. построена ЛЭП- 220 кВ Баткен – Канибадам (Таджикистан).

Перечень линий 500 и 220 кВ, год ввода и протяженность приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1.

Наименование ВЛ

Номинальное

Напряжение, кВ.

Год ввода

Протяженность,

км
Токтогулская ГЭС-ПС Фрунзенская

Токтогулская ГЭС — ПС Лочин

ПС Фрунзенская – Жамбыл

ПС Фрунзенская – Быстровка

Бишкекская ТЭЦ – Главная

Главная-Быстровка

Главная — Кара-Балта

Фрунзенская — Кара-Балта 1

Фрунзенская — Кара-Балта II

Быстровка – Иссыккульская I

Быстровка – Иссыккульская II

Кемин — Нарын

Лочин – Октябрьская

Курпсайская ГЭС – Октябрьская

Таш-Кумыр – Кристалл

Курпсайская ГЭС – Кристалл

Кристалл — Кызыл-Рабат

Кристалл – Жылдыз

Кристалл – Центральная

Балыкчи – Тамга

Лочин – Узловая

Сокин – Алай

Алай — Баткен

Ала Бель- Семетей

500

500

500

220

220

220

220

220

200

220

220

220

220

220

220

220

220

220

220

220

220

220

220

220

1978

1975

1990

1980

1968

1968

1969

1978

1984

1973

1989

1997

1973

1982

1985

1983

1983

1986

1986

1996

1984

1987

2004

2000

207,0

174,0

215,0

206,0

13,0

99,0

81,0

63,0

61,0

71,0

79,0

191,0

65,4

106,0

19,3

33.6

25.0

76,9

69,3

154,0

65,0

46,0

130

80
Чалдыбар — Бишкек

220

2005

91

Электроэнергия дошла до самых отдаленных уголков республики. Линиями электропередач охвачены практически все населенные пункты.

Особенно велика роль электроэнергии в Кыргызстане, недостаточно обеспеченным газом, нефтью, но имеющим большие перспективы развития за счет освоения богатейших гидроэнергетических ресурсов. Это значит, что в Кыргызстане в перспективе будут построены много линий электропередач различных классов напряжений.

Содержание:

Статьи и книги по теме: