Файл: Энергетика Казахстана.docx

Добавлен: 02.02.2019

Просмотров: 426

Скачиваний: 7

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

Введение

Казахстан обладает огромными запасами природных и особенно энергетических

ресурсов. На территории нашей страны есть месторождения нефти и газа, которые выводят нас в первую десятку нефтяных стран. В Казахстане также есть крупные запасы угля, урана, золота и других ценных минералов. У нас большой потенциал использования солнечной и ветровой энергии.

Электропотребление в Казахстане, без учета потребителей Национальной Акционерной Компании по Атомной энергетики и промышленности, достигло своего пика в 1990 году и составило 100,4 млрд.кВт.ч(включая потери системы). Начавшийся в последующем спад производства и экономический кризис привели к тому, что электропотребление постянно сокращалось приблизительно на 6-8 % в год и в 1995 году достигло уровня 70,6 млрд.кВт.ч и, по сравнению с 1990 г. Снизилось на 30%.

Несмотря на понизившийся уровень потребления, Казахстан не может удовлетворить свои потребности с точки зрения производства электроэнергии. В значительной степени это вызвана причинами структурного и исторического характера, т.е. порождено всей системой энергоснабжения, организованной а соответствии а концепцией бывшего СССР. Однако, в некоторой мере, на ограничениях в области энергоснабжения сказались также финансовые факторы, которые вызвали невозможность полного обеспечения энергоисточников запасными частями и топливом, что привело к саду производства электроэнергии и недоиспользованию имеющихся генерирующих мощностей.

В 1990 году в Казахстане выработка электроэнергии составила 83 млрд.кВт.ч (включая 3 млрд.кВт.ч, полученных от независимых электропроизводителей), что на 83% удовлетворяло потребность в ней. Оставшиеся 17,4 млрд.кВт.ч импортировались: из России – 7,6 млрд.кВт.ч из государств Центральной Азии – 9,8 млрд.кВт.ч. В 1995 году собственное производство сократилось до 63,2 млрд.кВт.ч, что составило около 90% общей потребности в электроэнергии в Казахстане. Таким образом, чистый импорт электроэнергии оставался еще сравнительно большим, несмотря на его относительную высокую цену.

Около 80% вырабатываемой в Казахстане электроэнергии приходится на энергосистемы Северного Казахстана, использующие в основном, уголь Экибастузского и Карагандинского бассейнов. Одновременно Северная зона является и самым крупным потребителем среди трех зон республики – на нее приходилось в 1995 году около 71 % всего потребления электроэнергии в Казахстане. Северная зона Казахстана является единственной, которая удовлетворяет свои потребности в электроэнергии.

Чистый импорт электроэнергии из России, большая часть которого ориентированна на Западный Казахстан, и меньшая – на Северный Казахстан, составила 5,842 млрд.кВт.ч в 1994 году 3,2 млрд. в 1995 году. Доля импорта электроэнергии в эти два региона в 1995 году составила 7,5% от их общего суммарного потребления.


Характерной чертой электроэнергетики Казахстана является преобладающее использование органического топлива, преимущественно угля, при выработки энергии на ТЭС. Это объясняется достаточным наличием энергетических ресурсов в государстве. Имеющиеся в изобилии дешевый уголь в большей своей части имеет низкое качество ( с большим содержанием золы), что порождает, в свою очередь, немалые проблемы технического характера и проблемы, связанные с загрязнением окружающей среды. Страна располагает также большими нефтяными и газовыми ресурсами, освоение которых планируется увеличить в несколько раз, это позволит увеличить использование их, преимущественного газа, в электроэнергетике. Увеличение использования гидропотенциала сдерживается факторами экономического характера и в перспективе большого увеличение выработки электроэнергии на гидроэлектростанциях не ожидается.





Составление вариантов схемы электрической сети


I вариант


II вариант


III вариант


IV вариант

V вариант


VI вариант


К дальнейшему расчету принимаем III и IV варианты, т.к. они наиболее короткие по длине

Выбор типа и мощности силовых трансформаторов

Для подстанции №1



Принимаем к установке трансформатор типа ТДТН-40/110/35/10

табл.1

Тип

Напряжение обмоток,

кВ

Потери, кВт

Uк%

I%

ВН

СН

НН

ΔРхх

ΔРк.з

U1-2

U1-3

U2-3

ТДТН-40

115

38,5

11

50

200

10,5

17

6

0,8

(Л-2 табл. П.3-2)

Определяем параметры трансформатора

Определяем потери в обмотках трансформатора
















Выбор типа и мощности силовых трансформаторов

Для подстанции №2

Принимаем к установке трансформатор типа ТРДН-25/110//10

табл.2

Тип

Напряжение обмоток, кВ

Потери, кВт

Uк%

I%

ΔРхх

ΔРк.з

ТРДН-25

115

10,5

29

120

10,5

0,75

(Л-2 табл. П.3-2)

Определяем параметры трансформатора


Определяем потери в обмотках трансформатора


рис.2



Выбор типа и мощности силовых трансформаторов

Для подстанции №3

Принимаем к установке трансформатор типа ТРДН-40/110/10

табл.3

Тип

Напряжение обмоток, кВ

Потери, кВт

Uк%

I%

ВН

НН

ΔРхх

ΔРк.з

ТРДН-40

115

10,5

42

175

10,5

0,65


(Л-2 табл. П.3-2)

Определяем параметры трансформатора


Определяем потери в обмотках трансформатора


рис.3


Рассчитываем I-ый вариант

рис.4


Определяем токи по участкам:

Определяем сечение по экономической плотности тока:

Выбираем промежуточную железобетонную одноцепную опору на 110 кВ


рис.5



Данные линии

табл.4

Учас

ток

дли-

на,

км

провод

r0

Ом/км

d,

мм

х0

Ом/км

b0

см/км

R,

Ом

X

Ом

B

Q,

Мвар


2-3

24

АС-150

0196

17,5

0,389

4,7

0,552

0,425

Л-3 табл. П.1-2



Участок 2-3



рис.6



Проверка





Определяем токи по участкам:


Определяем сечение по экономической плотности тока:



Выбираем промежуточную железобетонную одноцепную опору на 110 кВ


рис.7





Данные линии

табл.5

Учас

ток

дли-

на,

км

провод

r0

Ом/км

d,

мм

х0

Ом/км

b0

см/км

R,

Ом

X

Ом

B

Q,

Мвар


А-2

33

АС-240

0,122

21,0

0,383

4,026

12,639

0,59

2-1

51

АС-95

0,420

11,4

0,415

21,42

21,165

0,84

1-В


34


АС-240


0,122


21,0

0,383


4,148

13,022


0,613


Л-3 табл. П.1-2

Производим расчет мощностей в режиме максимальных нагрузок

Участок А-2

Участок 2-1

Участок 1-В




























































Рассчитываем II-ой вариант


рис.9

Определяем токи по участкам:

Определяем сечение по экономической плотности тока:

см. Л-3 табл. П.1-2


Выбираем промежуточную железобетонную двухцепную опору на 110 кВ

рис.10

Выбираем промежуточную железобетонную двухцепную опору на 110 кВ


рис.11


Данные линии

табл.6

Учас

ток

дли-

на,

км

провод

r0

Ом/км

d,

мм

х0

Ом/км

b0

см/км

R,

Ом

X

Ом

B

Q,

Мвар


А-1

34

2хАС-95

0,316

19,8

0,404

10,74

13,73

1,16

А-2

33

2хАС-150

0,196

17,5

0,411

6,68

13,56

1,101

2-3


24


АС-150


0,196


17,5

0,389

4,7

9,552


0,425


Л-3 табл. П.1-2


Производим расчет мощностей в режиме максимальных нагрузок


Участок 3-2




Участок А-2


Участок 1-А




рис.12