Добавлен: 02.02.2019
Просмотров: 342
Скачиваний: 7
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