ЛЭП

9.3 Учет явления электроосмоса

 

 

Экспериментально исследованы вопросы иссушения грунта около электродов рабочего заземлителя за счет явления электроосмоса и предложен новый критерий для расчета рабочего заземлителя по условиям исключения электроосмоса. Явление электроосмоса было открыто еще в начале Х1Х века и заключается оно в том, что при пропускании постоянного тока достаточной величины через грунт, в нем происходит передвижение жидкой фазы от анода к катоду.

Для нормальной работы рабочих заземлителей, с которых стекает постоянный ток, необходимо, чтобы отсутствовало движение влаги в грунте под действием электроосмоса, но исследований по такому вопросу до настоящего времени проведено очень мало.

В опытах на передаче Кашира – Москва определялись величины критических плотностей тока, при которых еще не начиналось иссушение грунта около электрода. На временном контуре рабочего заземлителя критическая величина стекающего тока была равна 0,98 мА/см2, а на одиночном заземлителе из графита – 1,03мА/см2, которым соответствуют напряженности электрического поля, соответственно 2,94 и 3,09 В/см. В опыте со стальным электродом в коксовой засыпке критическая плотность тока на границе «коксовая засыпка – грунт» получилась равной 0,21мА/см2 . На основании чего было рекомендовано принимать допустимую плотность тока в пределах 0,15 – 0,2мА/см2.

Нами также была проведена серия опытов по определению критических плотностей тока, стекающего с электрода, заложенного в грунт различной влажности и электропроводности. Критическая плотность тока получилась в зависимости от влажности грунта различной и находилась в пределах от 0,053 до 1,9 мА/см2, т. е. меняется в 30 — 40 раз. Наблюдается функциональная зависимость критической плотности тока от влажности грунта. Максимальные напряженности, соответствующие критическим плотностям тока, для ненасыщенного влагой грунта почти во всех опытах получились близкими друг другу и находились в пределах 2,5 – 3,0 В/см, что близко к значениям, полученным в опытах на передаче Кашира – Москва.

По теории электрокинетических явлений скорость движения жидкости за счет электроосмоса пропорциональна напряженности электрического поля

V = кэ Е, (9.3.1)

Где кэ – коэффициент электроосмоса,

Е – напряженность электрического поля.

Видимо для того, чтобы началось иссушение грунта, скорость движения влаги должна иметь определенную величину, соответственно иссушение должно происходить в достаточно сильном электрическом поле.

На основании проведенных экспериментальных исследований и теории, для проверки рабочего заземлителя по условиям исключения иссушения грунта за счет явления электроосмоса, рекомендовано за критерий принять напряженность электрического поля.

Перенос жидкости за счет сил электроосмоса вызывает появление в поровой воде у анода отрицательные давления, создающие скорость движения, обратную скорости электроосмоса и препятствующие переносу воды от электродов заземлителя. В литературе полагают, что перемещения влаги не должно быть при

(9.3.2)

т.е. теория говорит о том, что электроосмос зависит от напряженности электрического поля. Необходимо подчеркнуть, что в опытах иссушение грунта начиналось при значениях напряженности электрического поля близких друг другу.

Напряженность электрического поля на заземлителе в виде протяженного цилиндрического электрода максимально у поверхности электрода и равна

(9.3.3)

По условиям исключения иссушения грунта за счет электроосмоса Емах не должно быть больше допустимой величины напряженности поля Едоп

. Едоп Емах. (9.3.4)

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

9.2.Термическая устойчивость рабочего заземлителя

 

Исследованы вопросы иссушения грунта около электродов за счет явления термовлагопроводности и предлагается метод учета этого явления при расчетах рабочего заземлителя. Рядом авторов было замечено, что при температуре около электродов значительно ниже 100оС сопротивление заземлителя начинает увеличиваться за счет повышения удельного сопротивления грунта, которое растет вследствие уменьшения его влажности.

При нагревании грунта около электродов и установления некоторого перепада температуры влага перемещается по направлению теплового потока за счет так называемого явления термовлагопроводности. В литературе констатируется вышеуказанный факт, но метод учета этого явления не был разработан.

Известно, что перемещения влаги в тепловом поле начинается при достижении определенной напряженности теплового поля (grad t). Исходя из этого для проверки рабочего заземлителя по условиям исключения иссушения грунта за счет термовлагопроводности, предложено принимать за критерий допустимую напряженность теплового поля, т.е. необходимо, чтобы соблюдалось условие

(9.2.1)

Зная характер распределения плотности теплового потока можно определить зависимость между нагрузкой на заземлитель и максимальным gradt. В частности, в случае длинного цилиндрического электрода длиной l и радиуса rэ, плотность теплового потока от потерь энергии в грунте максимальна на расстоянии радиуса еrэ и равна

= (9.2.2)

Где — основание натуральных логарифмов.

Принимая во внимание выражение для плотности теплового потока по уравнению ( ) и уравнение теплопроводности Фурье

, (9.2.3)

получим

(9.2.4)

В процессе перемещения влаги за счет неравномерного распределения влажности, возникает градиент влажности ( ), имеющий направление обратное градиенту температуры.

Для того, чтобы не происходило иссушение грунта необходимо выполнение условия

(9.2.5)

где коэффициент влагопроводности,

— коэффициент термовлагопродности.

Очевидно, что максимально допустимая величина напряженности теплового поля будет зависеть от влажности грунта, так как чем больше влажность, тем большим может быть , препятствующее движению влаги за счет явления термовлагопроводности.

Нами была проделана серия опытов по определению предельных grad t, при которых начинается иссушение грунта. Начало иссушения определялось по моменту резкого увеличения сопротивления заземления. Опыты показали, что имеется функциональная зависимость между предельным grad t и влажностью грунта w. При малых влажностях грунта (w =5-15%) предельный gradt получился в пределах 0,2 -0,5оС/см, а при w =15 -25% — в пределах 0,7 – 2,0оС/см.

В каждом случае допустимую величину grad t можно определить экспериментально путем закладки контрольного электрода в грунт на предполагаемом месте устройства рабочего заземлителя. При этом необходимо учесть возможные изменения влажности грунта.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

9.1. Расчет нагрева рабочего заземлителя

 

По ПУЭ заземлители, через которые длительно протекают токи, по условиям термической устойчивости нормируются по величине падения на заземлителе, принятой равной 50 В. При временной работе заземлителя, указанная величина повышается до 100 В. В литературе рекомендуется расчет нагрева вести по формуле Оллендорфа, выражающей зависимость между падением напряжения на заземлителе и температурой нагрева грунта около электрода:

U = , (9.1.1)

где U – падение напряжения на заземлителе, В; — нагрев грунта вблизи электродов по отношению к температуре среды, о С; — удельная теплопроводность грунта, Вт/ м. град; — удельное сопротивление грунта, Ом.м.

Допустимое значение падения напряжения, получающееся по формуле Оллендорфа находится в пределах 50 – 200 В, при значениях электро – и

теплопроводности грунта ( = 10 – 500 Ом. м, = о,8 – 2,5Вт/м. град).

Формула ( ) получена Оллендорфом для глубоколежащих заземлителей, когда можно допустить, что электрическое и тепловое поля заземлителя совпадают. Однако заземлители обычно устраиваются на небольшой глубине от поверхности земли, когда отвод тепла от поверхности земли создает картину теплового поля отличную от электрического и значительно влияет на нагрев грунта около электродов заземлителя.

В действительности на практике наблюдается некоторое расхождение расчетной температуры по формуле Оллендорфа с данными, получающимися

при эксплуатации рабочих заземлителей. Так, по формуле Оллендорфа температура нагрева электрода рабочего заземлителя Московской подстанции ППТ Кашира – Москва должна быть равной около 75 – 100оС, в то время как наибольшая измеренная температура электрода была равна 3,5оС. Такая же картина наблюдается на заземлителях ППТ Волгоград – Донбасс. Причиной, вызывающей такое несоответствие, может быть наличие отвода тепла от поверхности земли, так как указанные заземлители выполнены в виде протяженных горизонтальных электродов, уложенных в землю на небольшой глубине по периметру контура.

Нами определена зависимость между падением напряжения и температурой нагрева для случая, когда электрическое и тепловое поля заземлителя не совпадают. Задача рассмотрена на примере протяженного электрода длиной l, заложенного горизонтально на некоторой глубине h от поверхности земли. Для решения такой задачи применен метод зеркальных изображений. Принято допущение, что для заземлителя больших размеров можно пренебречь изменением форм электрического и теплового полей у концов электрода. Это допущение обосновывается тем, что с одной стороны, анализ распределения потерь мощности в грунте показывает, что они имеют место в основном в небольшом слое грунта, прилегающего к поверхности электрода, с другой стороны, заземлители для ППТ имеют большие размеры (сотни, тысячи метров).

Дифференциальное уравнение теплового поля действительного и мнимого изображения заземлителя в бесконечной среде независимо друг от друга будет иметь вид

(9.1.2)

Решив уравнение для каждого источника тепла, результирующее тепловое поле при одновременном действии действительного и мнимого источника тепла можно получить сложением частичных тепловых полей. Такое сложение можно произвести при условии совпадении электрического поля с тепловым полем, поэтому условно принимается, что электрический ток течет между электродами и поверхностью раздела сред.

Разность температур между поверхностью электрода и поверхностью земли после решения уравнения и сложения тепловых полей будет

(9.1.3)

или (9.14)

где = (9.1.5)

есть потери мощности на заземлителе в воображаемой системе, а

(9.1.6)

является тепловым сопротивлением заземлителя.

Однако при действительной картине электрического поля потери мощности на заземлителе равны

, (9.1.7)

Тогда

(9.1.8)

или падение напряжения на заземлителе

(9.1.9)

В общем виде

U = (9.1.10)

или

(9.1.11)

так как

и

где f(r) и функции, определяющимися размерами, формами электродов и соответственно формами электрического и теплового полей.

Расчеты по формуле (9.1.9 ) дают лучшее совпадение с измеренными значениями температур на заземлителях (Кашира – Москва, Волгоград -_ Донбасс) и собственные эксперименты), чем расчеты по формуле Оллендорфа.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ

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.

Линии электропередач постоянного тока обладают рядом преимуществ по сравнению с линиями переменного тока. Они при прочих равных условиях стоят дешевле. Но дополнительные расходы на концевые подстанции (на преобразователи) удорожают передачу постоянного тока. 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 при значительно меньших длинах линии.

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

— Линии электропередачи постоянного тока, использующие малогабаритные опоры 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 метеорологическим условиям участках горных трасс исключает корону и атмосферные воздействия (грозы, гололед, ветер).

— Линии электропередачи переменного тока в горных условиях обходятся дороже, чем равнинные линии в большей степени, чем передачи постоянного тока.

— 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 на только повышает их экономичность, но и позволяет создать практически накоронирующие униполярные воздушные линии. Использование в передачах постоянного тока земли в качестве обратного повода дает как технические, так и экономические преимущества.

Как известно, все практически осуществляемые сейчас передачи постоянного тока выполняются по двухполюсной биполярной и однополюсной униполярной схемам. Они отличаются 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 обратного провода. Как показали проработки, использование земли в качестве обратного провода в униполярных передачах является весьма перспективным в широком диапазоне передач постоянного тока малой и средней мощности. Передачи этого типа приобретают положительные качества, связанные с повышением надежности.

Использование земли в качестве обратного провода является в ряде случаев весьма экономичным решением, так как сопротивление земли, по сравнению с проводами, обычно мала, 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.

На основе выполненных исследований, проблемы, возникающие при использовании земли в качестве обратного провода, можно подразделить на две группы. К первой относятся вопросы растекания токов в земле и их вредное влияние на подземные металлические сооружения, на цепи сигнализации железных дорог, на линии связи, в магнитных помехах. Ко второй группе относятся вопросы расчета и выбора конструкции рабочих заземлителей, связанные с решением таких задач, как определение нагрева заземлителей, исключение иссушения грунта вокруг электродов, обеспечение условий безопасности, выбор материалов электродов и оптимальной конструкции рабочего заземлителя и определение сопротивления току растекания.

Нами были проведены исследования вопросов, касающихся расчета и выбора конструкции рабочих заземлителей передач постоянного тока. Выведена формула расчета нагрева рабочих заземлителей, предложена в качестве критерия оценки термической устойчивости заземляющих устройств напряженность теплового поля, для исключения иссушения грунта за счет электроосмоса предложено ограничивать напряженность электрического поля, обосновывается принцип оценки условия безопасности и даются выводы формул для их расчета, составлена методика расчета рабочих заземлителей передач постоянного тока и показана экономическая эффективность предлагаемой методики расчета. /33/.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

Глава 8. Нагрузки линий электропередачи

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

Заключение

На основе изучения состава потребителей и их способов электроснабжения классифицированы потребители, способы электроснабжения, выявлены особенности их проектирования, строительства и эксплуатации. Предложено шире использовать трансформаторные отборы мощности от высоковольтных ЛЭП для чего разработаны различные конструкции минитрансформаторов.

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

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

12.1 Современное состояние

 

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

Сети Иссыккульской и Нарынской областей связаны одной линией 110 кВ.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 12.1.1

Наименование линии Год
1995 1996 1997 1998 2000 2005
Чалдовар-Кемин 222 212 244 218 191 167
Главная-Кемин 104 89 68 84 78 76
Алматы-Кемин 144 112 174 109 194 112
Итого: 470 413 468 410 463 355

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

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

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

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

Таблица 12.1.2.

Наименование линии Год
  1995 1996 1997 1998 2000 2005
Чалдовар-Кемин 100 47 71 73 110 37
Главная-Кемин 27 5 18 33 12,3 1
Алматы-Кемин 9 -21 0 0 35 60
Кемин-Балыкчи 1 115 28 38 38 64 41
Кемин-Балыкчи 2     43 42 72 46
Кемин-Нарын 0 0 0 8 0 4

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

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

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

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

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

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

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

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

Литература — ЛЭП Кыргызстана

  1. Беляков Ю.П., Рахимов К.Р. Кыргызстандын энергетикасы.-Фрунзе, Кыргызстан,1983, 92с.
  2. Беляков Ю.П., Рахимов К.Р. Электроэнергетика Киргизской ССР, Хронологический указатель. — Фрунзе: Кыргызстан, 1983. 40 с.
  3. Тулебердиев Ж.Т., Рахимов К.Р., Беляков Ю.П. Развитие энергетики Кыргызстана, Бишкек, 1997, 293 с.
  4. Рахимов К.Р., Беляков Ю.П. Энергетика эл чарбасынын эн маанилу тармагы. Ж. Коммунист,1981, №12. С. 71-75.
  5. Рахимов К.Р. и др. Развитие электротехники и энергетики в Советских Социалистических республиках. Ж. Электричество,1982,№12.
  6. Сартказиев Б.Э., Рахимов К.Р. и др. Развитие энергетики в Кыргызской республике и ее современное состояние. /Доклады научно-техн. конференции, Бишкек, 1999.
  7. Рахимов К.Р. и др. Динамика топливно-энергетического комплекса Кыргызской Республики после суверенизации и прогноз к 2005 году. КТУ, Бишкек, 1999. 224с.
  8. Суханов И.П. Районирование территории Памиро-Алая по ветровым нагрузкам. /(Труды КазНИГМИ, 1980, вып.66. 101-108 с.)
  9. Подрезов О.А. Опасные скорости ветра и гололедные отложения в горных районах. Л. Гидрометеоиздат, 1990, 223с.
  10. Холодов В.В. Особенности гололедных отложений на конструкциях горных ВЛ /(В книге «Ветровые и гололедные воздействия на конструкции горных ВЛ». М. ГНИЭИ, 1986, 39-48 с).
  11. Першин И.И. О региональной карте нормативных гололедных районов Тянь-Шаня. /Вопросы горной энергетики. Труды КирНИОЭ. Вып 5. Фрунзе, Киргизстан, 1975, 76-87 с).
  12. Дикамбаев Ш.Б. Учет пониженной плотности воздуха и состояния поверхности проводов при определении потерь от короны на горных ВЛ сверхвысокого напряжения. /(Автореферат на соискание ученой степени канд.тех.наук. Санкт-Петербург. 1994.
  13. Мезгин В. А. Грозащита ЛЭП переменного тока высокого напряжения в горных районах. /Автореферат на соиск. ученой степени канд. техн. наук, Ленинград. 1973.
  14. Чичинский М.И. Основные закономерности грозопоражаемости в горных условиях и их учет при проектировании грозозащиты ВЛ. /В кн. Вопросы техники высоких напряжений горных линий электропередачи. М. ГНИЭИ. 1984, 37-54 с.)
  15. Маркин Ю.П. Пути повышения эффективности заземления горных установок. /Автореферат на соискание ученой степени канд.тех.наук. Новосибирск. 1987, 18с.
  16. Рахимов К.Р., Беляков Ю. П. Горные линии электропередачи. Бишкек, КТУ, 1999, 282с.
  17. Особенности развития высокогорной энергетики Киргизии. /Под ред. К.Р. Рахимова/. Фрунзе: ФПИ.1980, 112с.
  18. Третье координационное и научно-техническое совещание по высокогорным электропередачам. Тезисы и аннотации докладов. Фрунзе: Филиал СредазИНТИ, 1964. 100с.
  19. Всесоюзное научно–техническое совещание по проектированию и строительству ЛЭП в условиях высокогорья. (Тезисы докладов). Фрунзе: АН Кирг. ССР, 1976. 264 с.
  20. Жуков Н.Н. Климатическое районирование Киргизии применительно к требованию строительства ЛЭП. / В кн.: Проблемы высокогорной электротехники. Фрунзе: АН Кирг. ССР. 1961. с. 229 – 235.

21. Четвертое научно–техническое и координационное совещание по высокогорным электропередачам. 24-26 апреля 1968 г. Фрунзе, АН Кирг. ССР. Кирг. ИНТИ, 1968.

22. Мезгин В.А. Руководящие указания по защите сетей 6-500 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений. Бишкек, 1996.

23. Рахимов К.Р., Волчков Ю.Д. Проблема электроснабжения рассредоточенных горных потребителей Киргизии. /Тезисы докладов к Всесоюзному науч.- тех.семинару «Высокогорные линии электропередачи», Москва, 1986.

24. Рахимов К.Р. Трансформаторный отбор — более экономичный способ питания рассредоточенных маломощных потребителей от высоковольтной ЛЭП. — /В сб. Повышение эффективности энергосистем и режимов работы их элементов. — Фрунзе: ФПИ, 1989, 66-73 с.

25. Рахимов К.Р., Волчков Ю.Д. Электроснабжение рассредоточенных потребителей малой мощности. /Научный сборник ФПИ. 1985.

26. Разработка трансформаторного отбора мощности на 60 кВА для питания р./р. станции от ВЛ-110 кВ на пер. Чап-Чама. Отчет по НИР, Научн. рук. Рахимов К. Р. ФПИ, Фрунзе, 1983.

27. Рахимов К.Р. Обеспечение уровня напряжения и снижение потерь электроэнергии для удаленных потребителей. /Тезисы докладов к Всесоюзному науч.- тех.семинару, Ленинград, 1991.

28. Рахимов К.Р. Особенности электроснабжения потребителей горных районов. /Тезисы докладов Междунар.конф-ции «Высокогорные исследования: измерения и перспективы в ХХI веке, Фрунзе, 1966.

29. Луговой В.С. О перспективах применения электропередач постоянного тока в горных районах. /Изв. АН Киргизской ССР. Сер.ЕТН, том 2,вып.7. 1960.

30. Рахимов К.Р. О тепловом расчете рабочих заземлителей. /Электричество/. 1969, №10.

31. Рахимов К.Р. О термической устойчивости заземляющих устройств. /Электричество/. 1971, №10.

32. Рахимов К.Р. Вопросы методики расчета рабочих заземлителей передачи постоянного тока. /Сб.статей по материалам Всесоюз.совещания по высокогорным эл.передачам, Фрунзе, 1970, 16с.

33. Рахимов К.Р. Вопросы методики расчёта и выбора конструкции рабочих заземлителей передач постоянного тока. /Автореферат диссертации канд. техн. наук, Баку, 1971.

34. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. М.: Энергоатомиздат, 1989.

35. Тиходеев Н.Н. Передача электроэнергии сегодня и завтра. Л.: Энергия, 1975.

36. Калашников С.Г. Электричество. М.: Наука, 1985.

37. Глазунов А.А. Электрические сети и системы. М-Л.: Госэнергоиздат, 1954.

38. Лебедев С.А., Жданов П.С. Устойчивость параллельной работы электрических систем. М.: Энергоиздат, 1934.

39. Экспериментальные исследования режимов энергосистем /Под ред. С.А. Совалова/. М.: Энергоатомиздат, 1985.

40. Справочник по проектированию электроэнергетических систем /Под ред. С.С. Рокотяна/, И.М. Шапиро. М.: Энергия, 1977.

41. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Том 1. М.:Энергоатомиздат, 1986.

42. Козлов В.А. Электроснабжение городов. М.:Энергия. 1966.

43. Блок В.М. Выбор оптимальных сечений кабеля с учетом экономических показателей. /Электрические станции, 1945, № 9-10.

44. Веников В.А. Рыжов Ю.П. Дальние электропередачи переменного и постоянного тока. М.: Энергоатомиздат, 1985.

45. Электрические системы Т.III /Под ред. В.А.Веникова/. М.: Высшая школа, 1972.

46. Нейман Л.Р., Калантаров П.Л. Теоретические основы электротехники. Т. II. М-Л.: Госэнергоиздат, 1959.

47. Электрическая часть станций. /Под ред. В.С. Усова/. Энергия, 1977.

48. Тимченко Б.С. К вопросу снижения затрат на трансформацию электроэнергии /Промышленная энергетика, 1986. -№2.

49. Бондарев С.Г. О выборе номинальной мощности и загрузки силовых трансформаторов /Промышленная энергетика, 1986. -№1.

50. Тихомиров П.М. Расчет трансформаторов. М.: ЭДИ,1986.

51. Мельников Н.А. Электрические сети и системы. М.: Энергия,1975.

52. Блок В.М. Электрические сети и системы. М.: Высшая школа,1986.

53. Железко Ю.С., Васильченко Е.А. О рациональных способах определения числа часов наибольших потерь и коэффициента формы графика /Электрические станции, 1988. -№1.-С.12-15.

54. Рахимов К.Р. Об определении оптимальной нагрузки силовых трансформаторов /Известия вузов – Энергетика, №1, 1990. –С.44-48.

55. Рахимов К.Р. Об определении времени максимальных потерь /Известия вузов – Энергетика, №11, 1990. -С.52-56.

56. Рахимов К.Р. О выборе напряжения высоковольтных линий электропередач по экономическим соображениям / Наука и новые технологии, №4. Бишкек, 1997.

57. Рахимов К.Р., Жабудаев Т.Ж. О применении метода приведенных затрат для выбора напряжений высоковольтных линий / Сб. научных трудов по материалам первой международной научно-технической конференции АИЭС, Алматы, 1998.

58. Рахимов К.Р., Сатаркулов К.А., Жабудаев Т.Ж. Реактивные мощности линии электропередачи высокого напряжения, их учет в расчете режимов / Материалы Международной конференции КТУ, Бишкек, 1999.

59. Рахимов К.Р., Сариев И.С. Структурный анализ потерь электроэнергии в электрической системе Кыргызэнерго. /Материалы междунар. науч. конф. г. Бишкек, КТУ. 1999 г.

60. Рахимов К.Р. Потери электроэнергии в эл.сетях Кыргызской энергосистемы. / Материалы междунар. науч. конф. г. Бишкек, КТУ, 1999.

61. Рахимов К.Р., Жабудаев Т.Ж. Компенсация реактивной мощности для снижения потерь электроэнергии в эл.сетях энергосистемы. /Материалы междунар. науч. конф. г. Бишкек, КТУ, 1999.

62. А.С. 811341 (СССР). Магнитопровод реактора. (Шилов С.Г., Тохтамов С.С., Рахимов К.Р.) /Б.И., 1981. №9.

63. А.С. 898522 (СССР). Магнитопровод реактора. (Шилов С.Г., Тохтамов С.С., Рахимов К.Р.) /Б.И., 1982. №2.

64. А.С. 1067541 (СССР). Индукционное устройство. (Тохтамов С.С., Шилов С.Г., Рахимов К.Р.) /Б.И., 1984, №2.

65. А.С. 1224839 (СССР). Регулируемое индукционное устройство// Неклепаев Б.Н., Тохтамов С.С. /Б.И., 1986. №14.

66. А.С. 1247955 (СССР). Регулируемое индукционное устройство// Неклепаев Б.Н., Тохтамов С.С. /Б.И., 1986. №28.

67. Наладка и ввод в эксплуатацию 4-х реакторов для компенсации емкостных токов в сетях 6 кВ. /Отчет по НИР. Фрунзе, ФПИ, 1980. Научн. рук. Рахимов К.Р.

68. Исследования глубокого регулирования уровня напряжения в энергосистеме с помощью ГЭС. Отчет по НИР. НИИ ФТП при КТУ, Научн.рук. Рахимов К.Р., Бишкек, 2000.

69. Рахимов К.Р. Об электрическом расчете линии электропередачи. НИИ ФТП при КТУ, Бишкек, 2000, 54с.

70. Рахимов К.Р. и др. Реактивные мощности ЛЭП высокого напряжения, их учет в расчете режимов. /Материалы междунар. конф. КТУ, Бишкек, 1999.

71. Рахимов К.Р., Жабудаев Т.Ж. О регулировании уровня напряжения в узле энергосистемы путем управления реактивной мощностью линии высокого напряжения. / Сб. науч. трудов по мат-лам второй междунар. конф. Алматы, 2000г.

72. Тезисы докладов к Всесоюзному научно–техническому совещанию: «Высокогорные линии электропередачи». М: Информэнерго, 1986.

73. Рахимов К.Р. и др. Снижение потерь электроэнергии при её трансформации. Тезисы докладов Всесоюзного научно-технического семинара. Ленинград. 1991.

74. Рахимов К. Р. О целесообразности строительства ЛЭП-500кВ Чалдовар-Кемин на данном этапе. Материалы международной научной конференции. КТУ, Бишкек, 1999, с.236-239.

75. Рахимов К.Р., Жабудаев Т.Ж. Исследование глубокого регулирования уровня напряжения в энергосистеме с помощью ГЭС. Материалы конференции, посвященной 1 съезду инженеров Кыргызстана. Бишкек, Технология, 2001, с.309-316.

76. Рахимов К.Р., Эшимбаев Э.Ж. О новых вариантах выдачи мощности Камбаратинской ГЭС-2. /Наука и новые технологии, N1, 2002.

77. Рахимов К.Р. О процессах при передаче электроэнергии и схемах зомещения ЛЭП. /Энергетика, N2, 2002. Изв. ВУЗов и энерг. объединений СНГ. Минск. С.16-20.

78. Рахимов К.Р., Уметкулова А.М. О природе передачи электроэнергии и анализе режимов сверхвысоковольтной дальней ЛЭП. /Труды 3 международной научно-техн. конференции. АИЭС, Алматы. 2002.

79. Рахимов К.Р. Уметкулова А.М. Об устойчивости работы линии электропередачи. /Труды 3 международной научно-технич. конференции. АИЭС, Алматы. 2002.

80. Рахимов К.Р. и др. Вехи становления энергетики Кыргызской Республики. Бишкек, 2002. 121с.

81. Рахимов К.Р. и др. Вопросы электроснабжения населения в специфических условиях Кыргызстана. Бишкек, 2003. 79с.

82. Рахимов К.Р., Беляков Ю.П. Особенности горных ЛЭП. Материалы 1-съезда инженеров Кыргызстана. Бишкек. 2001г. 304-309с.

83. Рахимов К.Р., Тогонбаев Н.А. Электроснабжение горных районов Кыргызстана от энергосистемы линиями электропередачи. /Междунар. научно-техн. конф. «Энергосбережение-проблемы, современные технологии и управление»/. Бишкек.2004г.83-87с.

84. Рахимов К.Р., Тогонбаев Н.А. Электроснабжение потребителей горных районов отборами мощности от высоковольтных ЛЭП. /Вестник КТУ, №6, 2004. 4 стр.

85..Рахимов К. Р., Уметкулова А. И. О применимости уравнений четырехполюсника для расчетов сверхвысоковольтной линии. /Международн. научно–техн. конф., посвященная 50-летию КТУ/. 2004г. 5стр.

86. Рахимов К., Жабудаев Т.Ж. О расчете режимов линии электропередачи с учетом баланса реактивной мощности на них. /Известия КТУ/.т.6. Бишкек,2006. 5 стр.

87. Рахимов К.Р., Жабудаев Т.Ж. О роли электростанций Кыргызстана в выработке реактивной мощности. /Материалы междунар. научно-техн. конференции КГТУ, Бишкек,2004. 78-83с.

88. Рахимов К.Р., Жабудаев Т.Ж. О мгновенных значениях и частоте активной и реактивной мощности. /Известия КГТУ им. И. Раззакова/ Том 1. Бишкек, 2006. 462-464с.

89. Рахимов К.Р., Жабудаев Т.Ж. О явлениях резонанса напряжения и о натуральной мощности на ЛЭП. /Труды 5-й междунар. научно-техн. конференции АИЭС.2006.109-112с.

90. Тохтамов С.С., Рахимов К.Р., Осмоналиев К.Б. Разработка нового типа реактора для компенсации емкостных токов. /Труды ФПИ. 1985.. 7стр.

91.Рахимов К.Р. Развитие электрических сетей Киргизии и их особенности. /Особенности развития высокогорной энергетики Киргизии/. Фрунзе. Труды ФПИ. 1980. с.17-25.

92. Рахимов К.Р. Вопросы обеспечения условий безопасности на на подстанциях, расположенных в плохо проводящих грунтах. /Материалы Республ. научно-техн. конференции «Состояние и перспективы развития технических наук в Киргизии. Фрунзе, 1980. 3стр.

93. Рахимов К.Р., Тогонбаев Н.А. Состояние электроснабжения потребителей горных районов Кыргызстана. /Материалы междунар. научно-техн. конференции/. КТУ. Бишкек.2001г. 4 стр.

94. Герасименко А.А., Федин В.Т. Передача и распределение электрической энергии. Учебное пособие. Ростов-на-Дону, Красноярск. 2008.

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

8.4. Об определении времени максимальных потерь

f841

 

 

Как известно /41/, потери в сетях находятся по максимальному току Iмах и времени максимальных потерь

f841 (8.4.1)

или по среднеквадратичному току Iск и времени работы сети

f842,                            (8.4.2)

где Rэкв — эквивалентное сопротивление сети.

Для правильного вычисления потерь очень важно точнее принять исходные данные Iск, Rэкв, t.

Если значение Imax берется по данным замеров, то определение значения t, зависящего от характера графика нагрузки, недостаточно изучено и раскрыто.

Известна эмпирическая формула для приближенного установления величины t /81/:

f843 ,                   (8.4.3)

где Тmax — время максимальных нагрузок.

В других источниках, например в /52/, вместо формулы (8.4.3) приводится кривая зависимости t от Тmax /53/. Расчеты t по выражению (8.4.3) и по кривым могут давать значительную погрешность.

Так, при Тmax = 0, t = 134,7 ч, что не соответствует действительности, а также при нетиповых графиках нагрузки.

Наиболее точное значение t можно найти в каждом конкретном случае по известному графику нагрузки, что не представляет трудностей как при ручном, так и машинном счетах.

Время максимума нагрузки рассчитывается по выражению

f844,                       (8.4.4)

где n — число ступеней графика нагрузки.

Значение t можно вычислить аналогично (8.4.4) из графика потерь энергии. По графику нагрузки можно построить график потерь энергии, в котором ординатами являются потери мощности ΔP, а абсциссами — те же значения интервалов времени, что и в графике нагрузки (рис.8.4.1).

По графику потерь мощности, аналогично (8.4.4), находят /60/

f845;                        (8.4.5)

f846;                       (8.4.6)

.

При подстановке этих выражений в (8.4.5) получают

f847.                                                        (8.4.7)

Пользуясь выражением (8.4.7) время потерь t можно рассчитать по графику нагрузки.

pic841

Рис. 8.4.1

Рис. 8.4.2pic842a

При неизвестном графике нагрузки предпринимались попытки определения значения t через коэффициент заполнения графика нагрузки Кз и минимальный коэффициент Кmin с помощью различных эмпирических формул. Однако, такие расчеты дают погрешности, достигающие значительных величин. В /53/ подробно рассмотрены различные эмпирические формулы, приведены графики зависимости погрешностей определения t от Кз и Кmin, из которых видно, что погрешности могут достигать от -80 до +135%, причем с уменьшением значения коэффициентов они продолжают возрастать.

Нами рассмотрены зависимости t от времени максимальных нагрузок Тmax при различных типах графика нагрузки (рис.8.4.2). В частном случае, когда часть суток нагрузка неизменна и максимальна, а другая часть суток равна нулю (рис.8.4.2а), значения t максимальны и равны величине Тmax

t = Tmax = KэТ                                 (8.4.8′)

или в относительных единицах

t = Tmax* = Kэ.                                 (8.4.8″)

В другом крайнем случае (рис.8.4.2е), когда график нагрузки имеет продолжительность максимума нагрузки tmax → 0 (незаполненный неизменный график) значения t минимальны и равны

t = Tmax2/T = Kэ2 T                          (8.4.9′)

или в относительных единицах

t* = Tmax*2 = Kэ2 (8.4.9″)

На рис.8.4.3 показаны графически зависимости t = f(Tmax): прямая 1 — для графика а), и кривая 5 — для графика е). Кривая 2 соответствует известной формуле (8.4.3).

Кривые 3 и 4 — это зависимости t = f(Tmax), определенные как среднеарифметическое и среднегеометрическое значения между крайними значениями t, найденными по выражениям (8.4.8′) и (8.4.9′), которые выглядят как

ta = 0.5(Kз +Kз2)Т                           (8.4.10)

и                 tr = √(Kз3Т).                                     (8.4.11)

Графики нагрузок характеризуются коэффициентом заполнения Кз, графики потерь мощности — коэффициентом заполнения графика потерь мощности К’з (рис.8.4.1б), величина которого равна относительному значению t*, т.е. выражения (8.4.8″) и (8.4.9″) можно записать в виде

Kз’ = Kз и Kз’ = Kз2,

pic843

Рис.8.4.3

а (8.4.10) и (8.4.11) как

Kз’ = 0.5(Kз +Kз2) и К’r = √Kз3.

Рассмотрим, в каких случаях более применима та или иная зависимость К’з=f(Кз).

Для графиков а) и е) (рис.8.4.2), как было показано выше, подходят уравнения (8.4.8) и (8.4.9). Для графиков типа б) и в) меньшие погрешности дают выражения (8.4.10) и (8.4.11), а для г) и д) — общепринятая зависимость (8.4.3).

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме: