Литера Масса Масшта

Ведомость документов

Изм Лист № документа Подпись Дата

Разраб.

АГКЭ И ЭТ

ЭЭП и С-301

Руковод.

Консул.

Пояснительная записка

Изм Лист № документа Подпись Дата

Разраб.

Досболов Е.

Руковод.

Консул.

Салькова А.Н.

Пояснительная записка

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.

лист

3

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

3

IV вариант

V вариант

VI вариант

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

5

Выбор типа и мощности силовых трансформаторов

Для подстанции №2

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

табл.2

Sном мВа	Напряжение, кВ		Потери, кВт		Uк%	Ix%
	ВН	НН	∆Px.х	∆Pк
40	115	10,5	35	145	10,5	0,7

(Л-2 табл. П.3-2)

Определяем параметры трансформатора

Определяем потери в обмотках трансформатора

рис.2

лист

6

Выбор типа и мощности силовых трансформаторов

Для подстанции №3

Принимаем к установке автотрансформатор типа АТДТН-125/220/110/10

табл.1

(Л-2 табл. П.3-2)

Определяем параметры трансформатора

Определяем потери в обмотках трансформатора

7

рис.3

9

14

лист

рис.10

Определяем токи по участкам:

Определяем сечение по экономической плотности тока:

Выбираем двухцепную промежуточную опору на 220 кВ

рис.11

17

15

Технико-экономическое сравнение вариантов.

К основным техническим показателям относятся: надёжность электроснабжения и долговечность объекта в целом и отдельных его частей, условия обслуживания, количество обслуживающего персонала, расход цветного металла на провода, величина номинального напряжения сети.

I- вариант

табл.7

Участок	Район по гол.	Тип опоры	Тип провода	Цена
А-1	II	ж. б.	АС-240	21,0
3-1	II	ж. б.	АС-240	21,0
3-В	II	ж. б.	АС-240	21,0
2-3	II	ж .б.	АС-240	11,4

(Л-3 табл. § 42.2 стр.367)

Определяем капитальные вложения в сооружений воздушных линий:

Определяем потери электроэнергии в линии:

=4800 ч (Л-3, стр.78, рис.4-3)

Стоимость потерь электроэнергии в линии:

Стоимость отчислений на амортизацию и капитальный ремонт:

см. Л-3 таб.4-1

Капитальные вложения в подстанции:

табл.7

№ п/ст	I-вар	II-вар
1	360	460
2	130	240
3	750+290	400+290
Итого: х 1000	К1п/ст =1071000	К2 п/ст =973000

(Л-3 табл.49.31 § 49.2.)

Годовые эксплуатационные издержки:

Эксплуатационные расходы:

II- вариант

табл.8

Участок	Район по гол.	Тип опоры	Тип провода	Цена
А-2	II	ж. б.	АС-240	21,0
А-1	II	ж. б.	АС-240	34,4
1-3	II	ж .б.	АС-240	34,4

(Л-3 табл. § 42.2 стр.367)

Определяем капитальные вложения в сооружений воздушных линий:

Определяем потери электроэнергии в линии:

=4800 ч (Л-3, стр.78, рис.4-3)

Стоимость потерь электроэнергии в линии:

Стоимость отчислений на амортизацию и капитальный ремонт:

см. Л-3 таб.4-1

Капитальные вложения в подстанции

Эксплуатационные расходы:

Для дальнейшего расчета выбираем I-вариант, так как он наиболее выгодный по цене

Расчёт сети в минимальном режиме

Подстанция № 1

рис.14

Подстанция №2

Подстанция №3

рис.15

рис.16