|
Расширенный поиск
Приказ Министерства жилищно-коммунального хозяйства и топливно-энергетического комплекса Нижегородской области от 29.04.2011 № 16/1-------------------------------- <*> Сроки реализации уточняются. Наряду с выполнением инвестиционных программ субъектов энергетики Нижегородской области в части ввода объектов генерации, сетевого строительства необходимо совершенствовать и развивать автоматическое противоаварийное управление. Своевременный ввод в работу устройств противоаварийной автоматики будет обеспечивать надежную работу ответственных потребителей энергосистемы, а также минимизировать риски, возникающие при задержке ввода в работу объектов нового строительства. Основные положения по развитию систем противоаварийного управления в энергосистеме Нижегородской области будут отражены в выполняемой в настоящее время по заказу Филиала ОАО "СО ЕЭС" Нижегородское РДУ "Предварительного технико-экономического обоснования реконструкции системы противоаварийной автоматики в операционной зоне филиала ОАО "СО ЕЭС" Нижегородское РДУ" (ПредТЭО). Основная задача субъектов энергетики в области противоаварийного управления состоит в реализации положений ПредТЭО, согласованного со всеми заинтересованными сторонами. 5.11. Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 500 кВ и ниже Прирост установленной электрической мощности подстанций и протяженности линий электропередачи по Нижегородской энергосистеме за счет нового строительства и реконструкции электрических сетей. Таблица 5.11.1 +-------+-------------------------+-----+----------------------------------------+ | N | Показатель | Ед. | Прирост | | п/п | | изм.| | | | | +-------+---------+-------+-------+------+ | | | | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | 1. Сети ЕНЭС 220 - 500 кВ <*> | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | 1.1. | Всего трансформаторная | МВА | | 1 902 | 500 | | 600 | | | мощность эл. | | | | | | | | | подстанций 220 - 500 | | | | | | | | | кВ, в т.ч. по уровню | | | | | | | | | напряжения (с высокой | | | | | | | | | стороны) | | | | | | | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | 1.1.1.| 500 кВ | МВА | | 1 002 | 536 | | | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | 1.1.2.| 220 кВ | МВА | | 900 | 250 | | 600 | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | 1.2. | ЛЭП 500 - 220 кВ всего | км | 92 | | 309 | 232 | | | | в т.ч. | | | | | | | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | 1.2.1.| ВЛ 500 кВ | км | | 23 | 286 | | | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | 1.2.2.| ВЛ 220 кВ | км | 92 | 23 | 23 | 232 | | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | 2. Распределительные сети 110 - 0,4 кВ <**> | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | 2.1. | Всего трансформаторная | МВА | 46,00 | 128,00 | 308 | 256 | 521 | | | мощность эл. | | | | | | | | | подстанций 35 - 110 | | | | | | | | | кВ, в т.ч. по уровню | | | | | | | | | напряжения с высокой | | | | | | | | | стороны | | | | | | | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | 2.1.1.| 110 кВ | МВА | | 128 | 234 | 256 | 521 | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | 2.1.2.| 35 кВ | МВА | 46 | | 24 | | | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | 2.2. | Трансформаторные | | | | | | | | | подстанции 10 (6)/0,4 | | | | | | | | | кВ | | | | | | | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | 2.2.1.| Всего | шт. | 10 | 6 | 4 | 4 | 4 | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | 2.2.2.| Всего | МВА | 4,03 | 2,91 | 3,4 | 1,78 | 1,39 | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | 2.3. | РП, всего | шт. | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | 2.4. | ЛЭП 110 - 0,4 кВ, | км | 122 | 95 | 78 | 169 | 82 | | | всего, в т.ч. | | | | | | | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | 2.4.1.| ЛЭП 110 кВ всего, в | км | | 3 | 23 | 18,00 | 22 | | | т.ч. | | | | | | | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | | ВЛ-110 кВ | км | | 3 | 15 | 18,00 | | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | | КЛ-110 кВ | км | | | 8 | | 22 | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | 2.4.2.| ЛЭП 35 кВ всего, в | км | | | | | | | | т.ч. | | | | | | | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | | ВЛ-35 кВ | км | | | | | | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | | КЛ-35 кВ | км | | | | | | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | 2.4.3.| ЛЭП 6 - 10 кВ всего, в | км | 14,11 | 8,59 | 7,46 | 12,75 | 5,62 | | | т.ч. | | | | | | | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | | ВЛ-6 - 10 кВ | км | | | | | | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | | КЛ-6 - 10 кВ | км | 14,01 | 8,59 | 7,46 | 12,75 | 5,62 | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | 2.4.4.| ЛЭП 0,4 кВ всего, в | км | 135,44| 95,32 | 53 | 149 | 58 | | | т.ч. | | | | | | | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | | ВЛ-0,4 кВ | км | 120 | 89,76 | 53 | 149 | 58 | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ | | КЛ-0,4 кВ | км | 15,44 | 5,56 | | | | +-------+-------------------------+-----+-------+---------+-------+-------+------+ -------------------------------- <*> Инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС" (по согласованию). <**> Инвестиционные программы электросетевых организаций (по согласованию). Прогноз износа объектов электросетевого комплекса. Таблица 5.11.2 +-------+-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+------+ | N | Объекты | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | | п/п | | | | | | | +-------+-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+------+ | | ВСЕГО, %, в том числе | 63,91 | 61,89 | 59,42 | 57,05 | 54,60| +-------+-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+------+ | 1. | Сети ЕНЭС 220 - 500 кВ, всего % | 42,47 | 41,70 | 43,06 | 48,98 | 51,05| +-------+-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+------+ | 1.1. | ПС, % | 53,20 | 45,20 | 46,20 | 49,90 | 51,84| +-------+-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+------+ | 1.2. | ВЛ, % | 63,90 | 37,90 | 36,70 | 47,60 | 49,86| +-------+-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+------+ | 2. | Распределительные сети 0,4 - | 68,05 | 66,09 | 64,02 | 60,54 | 55,96| | | 110 кВ, всего, % | | | | | | +-------+-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+------+ | 2.1. | 35 - 110 кВ, % | 67,37 | 63,51 | 58,81 | 52,19 | 44,64| +-------+-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+------+ | 2.1.1.| ПС, % | 66,24 | 58,17 | 49,22 | 41,32 | 32,30| +-------+-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+------+ | 2.1.2.| ВЛ, % | 68,09 | 67,39 | 67,51 | 64,11 | 62,82| +-------+-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+------+ | 2.1.3.| КЛ, % | | | | | | +-------+-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+------+ | 2.2. | 6 - 10 кВ, % | 65,54 | 64,00 | 63,35 | 62,31 | 60,67| +-------+-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+------+ | 2.2.1.| РП, % | 27,34 | 24,69 | 34,06 | 37,57 | 40,59| +-------+-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+------+ | 2.2.2.| ТП, % | 51,88 | 47,19 | 45,01 | 42,49 | 39,98| +-------+-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+------+ | 2.2.3.| ВЛ, % | 77,76 | 79,05 | 79,57 | 80,35 | 80,77| +-------+-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+------+ | 2.2.4.| КЛ, % | 62,47 | 62,99 | 63,60 | 64,82 | 65,26| +-------+-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+------+ | 2.3. | 0,4 кВ, % | 73,56 | 73,85 | 73,68 | 72,58 | 71,56| +-------+-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+------+ | 2.3.1.| ВЛ, % | 73,22 | 73,53 | 73,09 | 72,04 | 70,89| +-------+-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+------+ | 2.3.2.| КЛ, % | 77,59 | 77,67 | 80,24 | 79,24 | 80,07| +-------+-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+------+ 5.12. Потребность в топливе электростанций и котельных Нижегородской области на 5-летний период Перспективный баланс котельно-печного топлива в 2011 - 2015 годах (таблица 5.12.1) определен исходя из прогноза балансов электрической и тепловой энергии на 2011 - 2015 годы и удельного расхода топлива на производство электроэнергии и теплоэнергии. Таблица 5.12.1 +-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+------+ | Показатели, тыс. тут | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | | | г. | г. | г. | г. | г. | г. | | | оценка| | | | | | +-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+------+ | Расход топлива по области, | 9 812 | 9 987 | 10 020| 10 089| 11 453| 11 | | всего | | | | | | 477 | +-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+------+ | Расход топлива электростанциями | 7 343 | 7 470 | 7 515 | 7 547 | 9 735 | 9 986| | и котельными, в т.ч.: | | | | | | | +-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+------+ | Природный газ | 6 682 | 6 753 | 6 801 | 6 868 | 9 102 | 9 337| +-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+------+ | Мазут | 433 | 418 | 421 | 407 | 390 | 445 | +-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+------+ | Уголь | 66 | 70 | 71 | 70 | 75 | 77 | +-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+------+ | Прочие (дрова, торф, ПБТ) | 220 | 232 | 225 | 243 | 370 | 380 | +-----------------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+------+ 5.13. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Нижегородской области В настоящий момент отсутствуют схемы теплоснабжения муниципальных образований Нижегородской области, выполненные с учетом требований Федерального закона от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении". В текущем году планируется разработка схем теплоснабжения крупных городских округов Нижний Новгород, Балахна, Дзержинск, Кстово с развитыми системами централизованного теплоснабжения от ТЭЦ ОАО "ТГК-6" с решением в схемах вопросов перевода части тепловой нагрузки от существующих котельных на ТЭЦ. 5.14. Разработка предложений по модернизации системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований Нижегородской области с учетом максимального развития когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ с одновременным выбытием котельных Предложения по модернизации системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований Нижегородской области с учетом максимального развития когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ с одновременным выбытием котельных будут приниматься на основании предложений по модернизации существующих систем централизованного теплоснабжения в утвержденных схемах теплоснабжения городских округов и поселений, разработка которых должна быть выполнена в 2011 году в соответствии с требованиями Федерального закона от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении". На основании выданных в 2006 - 2010 гг. разрешений на использование топлива природного газа для когенерационных установок по выработке электрической и тепловой энергии на объектах промышленного и коммунального назначения прогнозируется в ближайшие 5 лет ввод установок в количестве 100 штук общей электрической мощностью 33 МВт с годовой выработкой электроэнергии 170 млн кВт.ч и тепловой энергии 55 тыс. Гкал. 5.15. Разработка предложений по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ и производства на них электроэнергии и тепла с высокой эффективностью топливоиспользования В настоящее время прорабатываются вопросы увеличения комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на теплоэлектроцентралях ОАО "ТГК-6" с одновременным изменением схемы теплоснабжения в городах Дзержинск, Балахна, Кстово, Н.Новгород, а также строительство новой ТЭЦ на Кулебакском металлургическом комбинате ОАО "Русполимет" с изменением схемы теплоснабжения г. Кулебаки. Объемы технического перевооружения и реконструкции действующих КЭС и ТЭЦ с применением паротурбинных и газотурбинных установок с высокой эффективностью топливоиспользования и демонтажем устаревшего оборудования приведены в подразделе 5.5 Программы. 5.16. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Нижегородской области на 5-летний период В соответствии с Энергетической стратегией России на период до 2030 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 года N 1715-р, Стратегией развития Нижегородской области до 2020 года, утвержденной постановлением Правительства Нижегородской области от 17 апреля 2006 года N 127, Генеральной схемой газоснабжения и газификации Нижегородской области до 2020 года для развития теплоэнергетики необходимо решить задачи: - развитие теплоснабжения в городах и муниципальных образованиях Нижегородской области на базе теплофикации с использованием современных экономически и экологически эффективных когенерационных установок широкого диапазона мощности; - распространение технологии теплофикации на базе паротурбинных, газотурбинных, газопоршневых и дизельных установок на область средних и малых тепловых нагрузок; - оптимальное сочетание централизованного и децентрализованного теплоснабжения с выделением соответствующих зон; - модернизация и развитие систем децентрализованного теплоснабжения с применением высокоэффективных конденсационных газовых и угольных котлов, когенерационных, теплонасосных и других установок, а также автоматизированных индивидуальных теплогенераторов нового поколения для сжигания разных видов топлива; - совершенствование режимов эксплуатации ТЭЦ с целью максимального сокращения выработки по электрической энергии по конденсационному циклу; - изменение структуры систем теплоснабжения, включая рациональное сочетание системного и элементного резервирования, оснащение автоматикой и измерительными приборами в рамках измерительных систем диспетчерского управления; - реконструкция ТЭЦ, котельных, тепловых сетей, проведение теплогидравлической наладки режимов; - приведение состояния котельных, тепловых сетей, абонентских вводов в соответствие с техническими нормами. Информация по документуЧитайте также
Изменен протокол лечения ковида23 февраля 2022 г. МедицинаГермания может полностью остановить «Северный поток – 2»23 февраля 2022 г. ЭкономикаБогатые уже не такие богатые23 февраля 2022 г. ОбществоОтныне иностранцы смогут найти на портале госуслуг полезную для себя информацию23 февраля 2022 г. ОбществоВакцина «Спутник М» прошла регистрацию в Казахстане22 февраля 2022 г. МедицинаМТС попала в переплет в связи с повышением тарифов22 февраля 2022 г. ГосударствоРегулятор откорректировал прогноз по инфляции22 февраля 2022 г. ЭкономикаСтоимость нефти Brent взяла курс на повышение22 февраля 2022 г. ЭкономикаКурсы иностранных валют снова выросли21 февраля 2022 г. Финансовые рынки |
Архив статей
2024 Ноябрь
|
