Энергетика Северного и Центрального Казахстана - Электрические сети и энергосистемы

Северный и Центральный Казахстан обеспечивается электроэнергией от пяти районных энергетических систем, охватывающих в основном отдельные административно-территориальные зоны. Все эти энергосистемы входят в Объединенную энергетическую систему (ОЭС) Казахстана, которая имеет тесные межсистемные связи с ОЭС Урала и Сибири и является частью Единой энергетической системы (ЕЭС) страны.
Энергосистемы региона не равноценны как по охватываемой ими территории, количеству проживающего на ней населения, так и по энергетическим показателям: электрической мощности, производству и потреблению электрической и тепловой энергии.
Таблица 132. Сравнительные показатели районных энергосистем, % от суммарных по региону

В 1985 г. наибольшей по территории была Карагандинская энергосистема (43,3% всего региона), по населению — Целинная (34), по мощности электростанций — Экибастузская (39,2), по выработке электроэнергии — Павлодарская (36.1), по потреблению электроэнергии и отпуску тепла — Карагандинская (36,1 и 31,9%). Удельный вес районных энергосистем по каждому из этих показателей дается в табл. 132.

Три энергосистемы—Карагандинская, Целинная и Кустанайская — являются электродефицитными. За счет своих электростанций они обеспечивают только часть потребности в электроэнергии, например в 1985 г.— соответственно 61,7; 34,1 и 8,2%. Остальная потребность покрывалась электроэнергией из других энергосистем региона и ОЭС Урала. Павлодарская и Экибастузская энергосистемы электроизбыточны — не только обеспечивают свои потребности в электроэнергии, но и передают значительное ее количество ув 1985 г.— 24,7 млрд. кВт-ч) в другие энергосистемы региона,, республики и сопредельные районы РСФСР.

Рис 3. Карта схема линий электропередач напряжением 220 кВ и выше Северного и Центрального Казахстана

Для распределения и выдачи избыточной мощности энергосистем в дефицитные районы, реализации эффекта совмещения графиков нагрузки, оптимизации режима работы, обеспечения аварийной взаимопомощи широкое развитие в регионе получили распределительные и межсистемные связи по линиям электропередач (рис. 3). Главной системообразующей сетью являются ЛЭП на 220—500 кВ. Основные связи по ЛЭП, количество и установленная мощность электростанций энергосистем на конец 1986 г. были следующими.
Павлодарская энергосистема связана высоковольтными линиями электропередач на 500 и 220 кВ (ВЛ — 500 и ВЛ — 220) с Алтайской, Барнаульской, Экибастузской и Омской энергосистемами. В ее составе 3 ТЭЦ и одна ГРЭС установленной мощностью 3360 МВт.

Экибастузская энергосистема связана ВЛ — 1150, 500 и 220 кВ с Целинной, Карагандинской, Павлодарской и Омской энергосистемами, включает одну ТЭЦ и одну ГРЭС мощностью 4018 МВт.
Карагандинская энергосистема связана ВЛ — 220 кВ с Целинной, ВЛ — 220 и 500 кВ — с Экибастузской энергосистемами.
В 1986 г. введена в эксплуатацию ВЛ — 500 кВ Агадырь—Южно- Казахстанская ГРЭС (площадка строящейся ГРЭС) протяженностью 384,3 км, что позволило связать Карагандинскую энергосистему с Алма-Атинской. В составе энергосистемы работают две ГРЭС и семь ТЭЦ (с учетом ТЭЦ—ПВС) общей мощностью 2228 МВт.
Целинная энергосистема связана ВЛ — 220 кВ с Карагандинской, ВЛ — 1150, 500 и 220 кВ с Экибастузской и Кустанайской, ВЛ—110 и 500 кВ с Омской энергосистемами. В ее составе 4 ТЭЦ (с учетом ТЭЦ ЦГХК) суммарной мощностью 835 МВт.
Кустанайская энергосистема по ВЛ—500, 220 и 110 кВ связана с ОЭС Урала и соответственно с ЕЭС СССР и В Л—1150, 500 и 220 кВ с Целинной энергосистемой, имеет 3 ТЭЦ установленной мощностью 152,5 МВт.
Параллельная работа с ОЭС Урала осуществляется по
ВЛ—500 кВ подстанция Джетыгара («Кустанайэнерго»)—Ириклинская ГРЭС («Оренбургэнерго»), по ВЛ—500 и 220 кВ подстанция Сокол («Кустанайэнерго»)—Троицкая ГРЭС («Челябэнерго»), по двухцепной ВЛ—110 кВ Петропавловская ТЭЦ-2 («Целинэнерго»)—Курганская ТЭЦ («Челябэнерго»), по ВЛ—110 и 220 кВ Петропавловская ТЭЦ-2 — Ишим («Свердловэнерго»).
Параллельная работа с ОЭС Сибири осуществляется по ВЛ—500 кВ Ермаковская ГРЭС («Павлодарэнерго») — подстанция Рубцовская-500 («Барнаулэнерго»), Ермаковская ГРЭС — подстанция Таврическая («Омскэнерго»), Экибастузская ГРЭС-1 («Экибастузэнерго»)—подстанция Таврическая, подстанция Аврора — подстанция Таврическая. Построены ЛЭП на 1150 кВ Экибастузская ГРЭС-1 — Кокчетав—Кустанай — Челябинск, Экибастуз— Барнаул, которые являются составной частью строящейся магистрали ВЛ—1150 кВ Сибирь—Казахстан—Урал протяженностью более 2000 км. Ведется сооружение первой ЛЭП постоянного тока Экибастуз — Центр напряжением 1500 кВ (см. рис. 3).
ОЭС Казахстана — один из основных элементов Единой энергетической системы страны, занимает срединное положение между ОЭС Сибири и Урала и связывает их. В ближайшее время будет сооружена ЛЭП на 500 кВ, которая свяжет ОЭС Казахстана с энергосистемами Южного Казахстана и Средней Азин. В дальнейшем эта связь будет усилена за счет сооружения ВЛ—1150 кВ, что обеспечит совместную параллельную работу электростанций этих энергосистем и свяжет ОЭС Средней Азин и ЕЭС страны. Протяженность линий электропередач ОЭС Казахстана на напряжение 110 кВ и выше за период с 1972 по 1986 г. возросла в 2,3 раза и достигла 36 598 км, в том числе па напряжение 1150 кВ —886 км, 500 кВ — 3409 и 220 кВ — 8991.
Графики электропотребления ОЭС Казахстана характеризуются высокой плотностью и относительно малой неравномерностью Это вызвано большим удельным весом электропотребления отраслей промышленности с широко развитыми производствами с непрерывными технологическими процессами и значительными ограничениями потребителей, особенно в осенне-зимний период. Например, е 1986 г. в ОЭС имело место 60 ограничений в течение 46 дней. Максимальная их величина по отдельным месяцам колебалась от 200 до 615 МВт и доходила до 10,5% максимальной месячной нагрузки. Причем в связи с общей более стабильной работой ТЭЦ региона в зимний максимум нагрузки 1986 г. значительно сократилось число принудительных ограничений потребителей электроэнергии.

Рис. 4. Графики электрических нагрузок ОЭС Казахстана а — за декабрь, б — июнь 1986 г по средним характерным дням недели: 1 — рабочий день, 2 —суббота, 3 — воскресенье, 4 — понедельник.
Коэффициенты заполнения графиков электрической нагрузки средних характерных дней недели в зимний период 1986 г. колебались от 0,94 до 0,96, а отношение минимальной нагрузки к максимальной— от 0,87 до 0,93 (см. рис. 4). Наименьшие величины коэффициентов заполнения и неравномерности приходятся на понедельник, наибольшие — на субботу и воскресенье, причем объем потребления электроэнергии в воскресные дни зимой снижается примерно на 6% по сравнению с рабочими днями.
Графики нагрузки в летний период также характеризуются

высокими коэффициентами заполнения (0,925—0,966) и неравномерности (0,84—0,93). Средняя нагрузка характерных дней недели летом примерно на 30% ниже, чем зимой (рис. 4). За период с 1976 по 1986 г. значительных изменений показателей графиков электрической нагрузки не произошло, использование максимума электрической нагрузки колебалось от 6416 до 6622 ч/год. Графики электрической нагрузки определяют режим работы электростанций. Основную часть регулирования суточного графика нагрузки ОЭС Казахстана несут гидроэлектростанции Алтайской энергосистемы, но участвуют в этом и тепловые электростанции региона, особенно ГРЭС.