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/

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:

2.3. Электроснабжение горных районов от автономных источников

На территориях, где отсутствует местная электрическая сеть и потребитель электрической энергии находится достаточно далеко от ближайшей подстанции, может оказаться экономически целесообразным применение автономного источника питания.

Дизельные электрические станции (ДЭС). В качестве первичных двигателей на дизельных электростанциях чаще всего принимают дизели, работающие на нефти, мазуте и газе. ДЭС применяют также в качестве резервного источника питания для ответственных потребителей, предприятия по переработке молока, мяса, птицефабрики, теплицы и др. ДЭС в Советском Союзе выпускались на напряжения 0,23; 0,4; 6,3; 10,5 кВ и на мощности 5, 8, 12, 20, 24, 50, 75, 100, 200, 300, 400, 500 кВт. Бензиновые агрегаты выпускались на мощности от 2 до 100 кВт. За рубежом выпускаются на мощности от 2 до 1120 кВт.

ДЭС могут использоваться как стационарные, так и передвижные. При значительных высотах мощность дизеля снижается из-за разреженности воздуха и мощность генератора используется не полностью, также необходимо иметь постоянный запас горюче-смазочных материалов. При отсутствии подъездных дорог и труднодоступности или большой удаленности объектов электроснабжения, станция становится дорогой в эксплуатации.

Гидроэлектростанции. Использование энергии рек и водотоков для электроснабжения рассредоточенных потребителей не ново. В довоенные и послевоенные годы в районах, где отсутствовали местные электрические сети, одним из основных источников электроэнергии являлись мелкие колхозные и межколхозные ГЭС.

В настоящее время мелкие ГЭС не строятся, хотя очень часто они являются наиболее экономичными в благоприятных районах. Они не строятся по той причине, что промышленность в настоящее время не выпускала оборудование для мелких ГЭС как генераторы, турбины и т.д.

В перспективе возможно возрождение малых ГЭС на новом более высоком уровне. Новые ГЭС должны быть полностью автоматизированными, они должны строиться из унифицированных модулей, выпускаемых на заводах. Для перехода на такой уровень их нужно выпускать определенной величины номинальных мощностей, с унифицированными параметрами. Преимуществами ГЭС являются малые затраты на производство электроэнергии. Серьезным недостатком является сложность работы и эксплуатации в зимнее время. В зимние месяцы сток рек значительно уменьшается, кроме того сильной помехой становится льдообразование в деривационных сооружениях, затворах и т.д.

Для отдаленных очень малых потребителей приемлемо использование микроГЭС мощностью 0,3 — 3,0 кВт. В частности, в Киргизии ведутся научно-исследовательские работы по разработке микроГЭС. Для широкого их использования необходимо наладить промышленный выпуск. Машиностроительным заводом в Бишкеке был налажен выпуск микроГЭС типа РС ГЭС-1,5 кВт.

Ветряные электростанции. Использование энергии ветра для питания маломощных потребителей целесообразно при среднегодовых скоростях ветра от 3 м/сек до 16 м/сек. Но при этом необходимо учесть особенности ветра как энергетического источника: непостоянство, изменчивость скорости, наличие затишья, при котором ветроагрегаты останавливаются. Ветровую энергию наиболее целесообразно использовать в сочетании с электрическими аккумуляторами, которые выравнивают пульсирующую мощность и заряжаются при работе ветроустановки. Аккумуляторы позволяют питать электроэнергией потребителя в течение суток по любому графику. Для ветряных энергоустановок, мощностью меньше 5 кВт, эффективно применение химических аккумуляторов, в основном кислотных. Промышленность СНГ выпускает некоторые типы ветроустановок как «Ветерок», «Беркут» и др.

Солнечные электростанции (СЭС). В последние годы как в странах СНГ так и за рубежом ведутся интенсивные работы по использованию и преобразованию солнечной энергии. Несложно использовать энергию солнца для получения тепловой энергии, как горячая вода для обогрева жилых домов, для использования в быту: для мытья посуды, для душа, для стирки и т.д. Получение электрической энергии от солнечных преобразователей обходится дорого, но, тем не менее все шире начинают применяться солнечные установки для зарядки аккумуляторов, которые в вечернее время используются для освещения и питания радиоприемников и телевизоров. Фотоэлектрические преобразователи имеют установочную стоимость до 10000 $ за киловатт. Поэтому в настоящее время СЭС для питания мелких потребителей пока применяются мало. Однако в последние годы значительно уменьшена стоимость преобразователей.

Тепловые электрические станции. Теоретически возможно применение различных мелких тепловых электростанций. Однако таких исследований проводилось мало и промышленностью для таких станций оборудование не выпускается.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

2.2. Способы электроснабжения потребителей горных районов

Электроснабжение мелких рассредоточенных потребителей требует определения таких источников и схем, которые наиболее эффективно и с наименьшими затратами обеспечили бы электроэнергией. Они могут осуществляться: а) от автономных источников; б) от ближайшей местной энергосистемы; в) путем смешанного электроснабжения: от системы и автономного источника; г) отборами малых мощностей от высоковольтных ЛЭП; д) от нетрадиционных возобновляемых источников энергии.

Автономными источниками в зависимости от природных условий, наличия местных энергоресурсов, величины потребляемой мощности могут быть ДЭС, бензоагрегаты, мелкие ГЭС, микроГЭС и другие.

Электроснабжение от энергосистемы (ближайшей электросети) может быть осуществлено радиальными линиями (трехфазными, однофазными) переменного и постоянного токов. В последнее время все более удаленные потребители начинаю питать от энергосистем.

Электроснабжение от местной ГЭС или от другого источника, соединенного с местной энергосистемой, мы назвали смешанным электроснабжением. Но такое электроснабжение также вполне можно отнести к электроснабжению от энергосистемы. При смешанном электроснабжении имеется некоторое отличие, заключающее в том, что ГЭС избыток энергии может отдавать в энергосистему. Мелкий удаленный потребитель получает электроэнергию от энергосистемы в случае выхода из строя ГЭС или в зимнее время, когда мощность ГЭС ограничена стоком воды. Такой способ электроснабжения имеет высокую надежность по сравнению с питанием только по радиальной линии, однако требует больших капиталовложений.

При наличии высоковольтной линии электропередачи, мелкие потребители, находящиеся на вполне близком расстоянии от нее, могут быть запитаны путем отбора соответствующей мощности от этой линии.

Существует ряд способов отбора малой мощности от высоковольтных ЛЭП. Известны так называемые емкостной отбор, тросовый отбор и другие, но наиболее простым и экономичным способом оказывается трансформаторный отбор, что будет дальше рассмотрен подробнее.

В то же время интенсивно ведутся исследования по использованию нетрадиционных источников энергии: энергии солнца, ветра, малых рек, которые в определенных условиях могут быть более выгодными для питания удаленных мелких потребителей.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

2.1. Характеристика нагрузок потребителей горных районов

Ввиду очень большого разнообразия мелких потребителей, их характеристики нагрузок (каждого из них) имеют свои особенности. Их можно подразделить на 4 группы. К первой группе можно отнести нагрузки, имеющие равномерный график в течение суток, например, насосные станции. Ко второй группе мы отнесли нагрузки, имеющие неравномерный график. Это нагрузка отдельного жилого дома, отдельной деревни, сельскохозяйственные производственные потребители и др. Эта группа нагрузок является наибольшей и распространенной. К третьей группе потребителей относятся те, которые в течение суток включаются периодически, например, дойка коров. К четвертой относятся потребители, работающие сезонно: летние МТФ, насосные станции орошения, зоны отдыха, пионерские лагеря, пункты стрижки, купки овец, заготовка кормов, приводы затворов водовыпусков ирригационных каналов и другие. Последняя группа потребителей имеет очень малое число часов работы в течении года.

Первая группа потребителей имеет высокое значение времени максимальных потерь (соответственно максимальных нагрузок), что должно учитываться при выборе сечения проводов и силовых трансформаторов. Вторая группа потребителей лучше всего изучена и данные о ней приводятся в литературе, относящейся к электрификации сельского хозяйства. Для этой группы потребителей характерна зависимость величины времени максимальных нагрузок и времени максимальных потерь от величины нагрузок (табл.2.1.1).

Таблица 2.1.1.

Расчетная нагрузка, кВА

и при нагрузке

комм-бытовой

производ.

Смешанной

До 10

10 – 20

20 – 50

50 – 100

100 – 500

1100

1300

1600

1800

2000

400

600

700

900

1000

1100

1300

1700

2000

2200

400

600

800

1000

1150

1300

1500

2000

2400

2800

600

650

1000

1350

1600

 

Как видно из таблицы 2.1.1 число часов максимальной нагрузки являются низкими, от 1100 ч до 3000 ч и соответственно число часов максимальных потерь от 400 до 1700 ч.

Коэффициент мощности cos этих нагрузок (населенные пункты и сельскохозяйственное производство) зависит от соотношения коммунально-бытовой и производственной нагрузок. Так трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ имеют днем при нагрузке чисто производственной cos =0,7, коммунально-бытовой — 0,9 и смешанной — 0,8; соответственно вечером — 0,75; 0,92; 0,83.

При отсутствии сведений об электропотреблении домов для вновь электрифицируемых населенных пунктов, принимают следующие значения расчетной нагрузки на вводе в дом: в газифицированном — 1,5-1,8 кВт, негазифицированном — 1,8-2,2 кВт. Общая нагрузка для населенных пунктов в зависимости от числа жилых домов определяется через коэффициент одновременности Кодн (табл. 2.1.2) по формуле (2.1).

Таблица 2.1.2.

Число

Потребителей

Коэффициент одновременности Кодн

Для домов до 3 кВт

Для домов свыше 3 кВт

2

3

5

10

20

50

100

200

0,76

0,66

0,55

0,44

0,37

0,30

0,26

0,24

0,75

0,64

0,53

0,42

0,34

0,27

0,24

0,20

 

Р = Кодн Р (2.1)

При проектировании электроснабжения учитывается рост потребления нагрузок. Зная уровень электропотребления за минувший год, определяют расчетную нагрузку через коэффициент роста нагрузки Кр (табл. 2.1.3). При проектировании расчетным считают 12-й год при десятилетнем расчетном периоде и 7-й при пятилетнем.

Таблица 2.1.3.

Вид нагрузки

Расчетный год

5

7

10

12

Коммунально-бытовая

Производственная

Смешанная

1,2

1,3

1,3

1,3

1,4

1,4

1,8

2,1

2,0

2,0

2,4

2,2

 

Характеристики потребителей 4,5 групп мало изучены. Имеются скудные сведения о только некоторых из них. Так, автоматизированные водовыпуски ирригационных каналов используются в течении летнего сезона, длящего 5 месяцев, всего 30-80 мин. (30 — 40 раз по 1-2 мин). Мощности применяемых на них двигателей колеблется в пределах от 200 Вт до 2,0 — 3,0 кВт. Эта группа потребителей имеет очень малое число часов работы в течение года и соответственно малое значение .

Электроприемники удаленных мелких потребителей горных районов за редким исключением не требуют высокой степени надежности электроснабжения. Приемниками, требующими наибольшей надежности, являются предприятия горнодобывающей, перерабатывающей горнорудной промышленности, летние МТФ на джайлоо с электродойкой. Эти потребители относятся ко II категории надежности электроснабжения. Системы доения коров не допускают перерыва электроснабжения длительностью более 0,5 часов.

Сельскохозяйственные потребители I категории обычно располагаются в долинных обжитых районах вблизи населенных пунктов и имеют основное и резервное питание электроэнергией от энергосистемы. Электроприемники I и II категории, не допускающие перерыва в электроснабжении длительностью более 0,5 часов, запитанные по одной ЛЭП, должны иметь автономные резервные источники электропитания. В качестве их могут быть использованы стационарные или передвижные дизельные электростанции или резервные источники электропитания с приводом от трактора. При этом рекомендуется отдавать предпочтение стационарно устанавливаемым ДЭС. Все остальные мелкие потребители горных районов относятся к III категории, допускающие перерыв в питании до одних суток.

Электроснабжение мелких рассредоточенных потребителей горных районов имеет ряд особенностей. Во-первых, потребители имеют малые нагрузки, значительную удаленность от энергосистемы, большую разбросанность по территории горных районов и их графики нагрузок имеют сильную неравномерность как в течении суток, так и в течение года.

Во-вторых, их электроснабжение требует значительных капитальных затрат, обусловленные малой доступностью (трудная проходимость дорог, сели, бездорожье), большой разбросанностью потребителей, извилистостью, пересеченностью трассы ЛЭП, тяжелыми метеорологическими условиями и т.д. Проектирование и строительство ЛЭП, ГЭС, ТЭС и других электроустановок обходится дороже, чем в равнинных районах.

В-третьих, имеется ряд особенностей в их проектировании, обусловленные малой передаваемой мощностью, большой протяженностью ЛЭП, малой мощностью подстанций, Имеют место ряд особенностей расчета и проектирования релейной защиты, грозозащиты и заземления ЛЭП и подстанций малой мощности. Другая особенность таких систем низкие уровни токов короткого замыкания, позволяющие выпускать и применять более дешевое и упрощенное электрооборудование, рассчитанное на более низкие уровни электродинамической и термической стойкости, меньшую отключаемую мощность выключателей.

В-четвертых, эксплуатация систем электроснабжения мелких рассредоточенных потребителей обходится дорого, обусловленная тяжелыми условиями работы электростанций, ЛЭП, подстанций; высокой стоимостью подвозки топлива; трудностью обслуживания ЛЭП, подстанций, станций; малочисленностью или отсутствием квалифицированных специалистов и по другим причинам.

Все способы электрификации мелких рассредоточенных потребителей горных районов вызывает определенные трудности как технические, так и экономические. Однако, в настоящее время недостаточны или отсутствуют исследования и технико-экономический анализ этих проблем. Нет четких рекомендаций по выбору источника электропитания (способа электрификации), не разграничены области применения каждого источника электроэнергии. Полностью не выявлены особенности проектирования и строительства линий электропередачи, подстанций, трансформаторных пунктов, позволяющие в какой-то мере упростить и удешевить электрификацию мелких потребителей электроэнергии.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

ГЛАВА 2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРНЫХ РАЙОНОВ

Республика Кыргызстан расположена на северо-востоке Средней Азии главным образом в пределах горных систем Тянь-Шаня и Памир-Алая. Границы Кыргызстана проходят в основном по естественным рубежам — гребням высоких горных хребтов и рекам, лишь местами они опускаются на равнины Чуйской, Таласской и Ферганской долин. Территория Кыргызстана простирается с запада на восток на 900 км, с севера на юг на 410 км. Площадь республики Кыргызстан равна 198,5 тыс. км2 Население 4850 тыс.чел. на 2000 год. Средняя высота территории над уровнем моря 2750 м, наибольшая высота 7439 м (пик Победы), наименьшая 384 м на юго-западе Кыргызстана. Рельеф Кыргызстана преимущественно горный. Характерной особенностью рельефа является чередование высоких хребтов и межгорных котловин, соединенных между собой узкими ущельями.

Основная часть населения проживает в Чуйской, Таласской долинах, предгорьях Ферганской долины, Иссык-Кульской котловине и в других мелких долинах среднегорья и высокогорья. В долинах и горных котловинах (до высоты 1500 м над уровнем моря), составляющих не более 15% территории республики проживает свыше 70% всего населения республики. На большей части территории в горных районах плотность населения составляет не менее 1 чел/ км2.

Долинная часть территории служит основным и наиболее подходящим районом развертывания хозяйственной, культурной деятельности и расселения населения. На этой части территории в основном развита промышленность и сельское хозяйство. Соответственно в этих местах развиты электрические сети энергосистемы Кыргызстана, которые расположены в основном в Чуйской долине, предгорьях Ферганской долины, Иссык-Кульской котловине. На остальной части территории республики электрические сети развиты слабо.

В Кыргызстане горные районы слабо заселены или не заселены и не имеет разветвленных местных электрических сетей. В то же время на этой территории существуют самые различные потребители электрической энергии. К этим потребителям относятся мелкие деревни (аилы), мелкие промыслы, геологические партии, дорожно-эксплуатационные участки, метеопункты, зоны отдыха, станции радиорелейной связи, овцеводческие кошары, молочно-товарные фермы, культурные центры отгонного животноводства, чабанские стоянки, гидропосты, пасеки, пункты заготовки кормов, насосные станции, пункты стрижки, зимовки, туристические лагеря и т.д. На практике встречаются также достаточно мощные потребители, удаленные от энергосистемы на большие расстояния. Это добыча полезных ископаемых и их переработка на месте.

Мощность рассредоточенных потребителей может быть самой различной от нескольких сот Ватт до нескольких тысяч киловатт. Нами предлагается разбить их на 5 групп по величине потребления мощности (табл.2.1.).

Таблица 2.1.

Группа

1

2

3

4

5

Р, кВт 0,1-1,0 1,0-10,0 10-100 100-1000 1000 и >

Мелкие рассредоточенные потребители должны быть также классифицированы по удаленности от пунктов питания местных энергосистем. Эти расстояния могут составлять десятки и сотни километров.

Известна классификация потребителей по плотности нагрузки на единицу площади (кВт/км2). Такой показатель удобен при проектировании внутреннего электроснабжения населенных пунктов. Для разбросанных мелких потребителей мы считаем, что такой показатель неприемлем.

По географическому расположению потребителей на рассматриваемой территории их можно подразделить на разбросанные и линейно расположенные. В разбросанном порядке могут находиться мелкие села, чабанские стоянки, различные потребители отгонного животноводства и другие. К линейным могут быть отнесены потребители, расположенные вдоль рек и ущелий, вдоль автомобильных дорог, линий электропередачи, ирригационных каналов и другие. В других странах к линейно расположенным потребителям относятся потребители газо- и нефтепроводов, железных дорог и другие. В горных районах часто трассы линий электропередачи, автомобильные дороги проходят вдоль рек и ущелий. В настоящее время мелкие объекты имеют низкую обеспеченность электроэнергией.

Электрификация их, удаленных от централизованных источников электроэнергии, затруднена из-за больших затрат и расхода материалов.

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:

ЛЭП Кыргызстана — Введение

 

Республика Кыргызстан расположена на северо-востоке Центральной Азии в пределах горных систем Тянь-Шаня и Памиро-Алая. Границы Кыргызстана проходят в основном по естественным рубежам — гребням высоких горных хребтов и рекам, лишь местами они опускаются на равнины Чуйской, Таласской и Ферганской долин. Территория Кыргызстана простирается с запада на восток на 900 км, с севера на юг — на 410 км. Площадь республики Кыргызстан равна 198,5 тыс.км2. Население более 5 млн. человек. Средняя высота территории над уровнем моря — 2750 м, наибольшая высота — 7439 м (пик Победы), наименьшая — 384 м (на юго-западе Кыргызстана). Рельеф Кыргызстана преимущественно горный. Характерной особенностью рельефа является чередование высоких хребтов и межгорных котловин, соединенных между собой узкими ущельями.

Основная часть населения проживает в Чуйской, Таласской долинах, предгорьях Ферганской долины, Иссыккульской котловине и в других мелких долинах среднегорья и высокогорья. В долинах и горных котловинах (до высоты 1500 м над уровнем моря), составляющих не более 15% территории республики проживает свыше 70% всего населения республики. На большей части территории в горных районах плотность населения составляет менее 1 чел/км2.

Долинная часть территории служит основным и наиболее подходящим районом развертывания хозяйственной, культурной деятельности и расселения населения. В этой части территории в основном развита промышленность и сельское хозяйство. Соответственно, в этих местах развиты электрические сети энергосистемы Кыргызстана, которые расположены в основном в Чуйской долине, предгорьях Ферганской долины, Иссыккульской котловине. В остальной части территории республики электрические сети развиты слабо.

Высокогорная часть территории Кыргызстана является малозаселенной или вообще незаселенной и не имеет распределительных сетей.
Республика богата различными полезными ископаемыми, в том числе топливно-энергетическими ресурсами. В Ферганской впадине ведется добыча нефти и газа. По геологическим запасам угля Кыргызстан занимает 1-е место в Центральной Азии.

Республика богата гидроэнергетическими ресурсами. Потенциальные гидроэнергетические ресурсы республики оцениваются в 162,5 млрд. кВт.ч электроэнергии в год. По запасам этих ресурсов Кыргызстан занимает 5-е место среди стран СНГ.
Большие и разнообразные богатства сосредоточены в недрах Кыргызстана. На территории республики к настоящему времени открыто и зарегистрировано более 2 тыс. месторождений и рудопроявлений различных видов полезных ископаемых. Наиболее видное место занимают запасы цветных и редких металлов. Эксплуатируются месторождения сурьмы и ртути, имеются перспективные запасы полиметаллических руд: олова, золота, вольфрама, нефелиновых сиенитов, иттрия, висмута и др.

Развивается электроэнергетика на базе освоения богатейших гидроэнергоресурсов, в первую очередь, р. Нарын, значительно возросла и окрепла энергетическая база. Сформировалась достаточно мощная энергосистема с современными электростанциями и сетями, способная обеспечить вполне надежное снабжение электроэнергией потребителей республики и выдавать электроэнергию на экспорт.
После суверенизации Кыргызстана произошли существенные изменения в энергетике, в системе электроснабжения, в особенности в бытовом секторе. Насущными остаются вопросы электроснабжения потребителей горных районов.

Электроснабжение горных районов имеет целый ряд особенностей: потребители имеют малые нагрузки, значительную удалённость от энергосистемы, большую разбросанность по территории горных районов. Осуществление их электроснабжения обходится дороже, чем в равнинных условиях. Эксплуатационные расходы на содержание систем электроснабжения горных районов обходятся также дороже.
В работе рассмотрены различные способы электроснабжения горных районов: линиями электропередач, от автономных источников, отборами мощности от высоковольтных линий электропередачи. Рассмотрены возможности комбинированного электроснабжения, особенности электроснабжения передвижных потребителей.

Наиболее подробно рассмотрены вопросы электроснабжения горных районов отборами мощности от высоковольтных линий, для которых предложены различные конструкции минитрансформаторов, на некоторые из них разработаны рабочие чертежи, имеются изготовленные их образцы, есть внедренные в производство.

В работе вкратце приводятся особенности горных линий электропередач при проектировании, строительстве и эксплуатации Подробно они рассмотрены в учебнике-монографии «Горные линии электропередачи», объемом 18 печатных листов. В разделе рассмотрены конструктивные особенности, климатические условия прохождения трасс ЛЭП, особенности горной орографии, влияющие на климатические режимы, природные физико–геологические процессы, гололедно-ветровые нагрузки и их воздействия на провода воздушных ЛЭП. Рассмотрены вопросы выбора изоляции горных ЛЭП, расчета потерь на корону, грозозащиты, заземления.

В отдельной главе рассмотрены теоретические вопросы о свойствах и теориях передачи энергии по ЛЭП.

В работе приводятся новые подходы к расчету линий электропередач, предложена методика расчета ЛЭП по балансу реактивных мощностей, оценке их устойчивости, к определению экономически целесообразной мощности, передаваемой по ним.

В работе рассмотрены вопросы применения передач постоянного тока в горных условиях, применения земли в качестве обратного провода, вопросы расчета и выбора конструкции рабочих заземлителей.

Предложена методика определения оптимальной нагрузки линии и силовых трансформаторов по условиям минимума потерь энергии, определения времени максимальных потерь для некоторых частных случаев.

Рассматриваются вопросы управления напряжением в узле энергосистемы и реактивной мощностью линии. Предлагается применять для компенсации реактивной мощности управляемые шунтирующие реакторы с регулируемыми зазорами, разработанными под руководством автора.

Актуальными являются вопросы обеспечения экономичных и нормальных режимов линий электропередачи, силовых трансформаторов, обеспечения устойчивости работы высоковольтных линий электропередачи и вопросы их расчётов. Серьёзной задачей является управление реактивными мощностями и уровнями напряжения в узлах энергосистемы.

Содержание:

Статьи и книги по теме:

Книга «ЛЭП Кыргызстана»

 

 

УДК 620.

ББК 31.55

 

Рецензенты Обозов Алайбек Джумабекович, зав. кафедрой возобновляемых источников КГТУ, доктор технических наук, профессор,

Абдылдаев Обозбек Талипович, зав. кафедрой технических дисциплин Нарынского гос. университета, доцент, к. ф.-м. наук,

Исмаилов Кубанычбек Байсеитович – зам. ген. директора ОАО «НЭСК»

 

Рахимов Калый Рахимович

Линии электропередач Кыргызстана, особенности, методы расчета и управления.

/КГТУ им. И. Раззакова – Б. ИЦ «Текник», 2010, — 151 стр.

ISBN 978-9967-436-73-2

 

В книге приведены сведения о линиях электропередач Кыргызстана, рассмотрены вопросы электроснабжения потребителей горных районов, особенности горных линий электропередач. На основе анализа теории передачи электроэнергии и схем замещения линий предлагается метод их расчета по балансу реактивной мощности, обосновывается отказ от использования существующих теорий передачи энергии электромагнитными волнами, устойчивости, методики расчета линии по параллельной схеме замещения.

Предлагаются методы определения оптимальных нагрузок на линии, на трансформаторы по экономическим соображениям, формулы для расчетов времени максимальных нагрузок для некоторых типов графика нагрузки.

Подробно приводятся сведения об источниках и потребителях реактивной мощности в Кыргызской энергосистеме и рассматриваются вопросы их компенсации. Приводятся данные по предлагаемым новым конструкциям шунтирующих реакторов для управления режимами линий, предлагается шире использовать возможности ГЭС наравне с реакторами.

Книга рассчитана на широкий круг читателей, в первую очередь специалистов-энергетиков, работников учебных, научных, проектных организаций и студентов энергетических специальностей.

Содержание:

Статьи и книги по теме: