|
Расширенный поиск
Постановление Правительства Республики Бурятия от 15.07.2015 № 358Баланс Северобайкальского участка представлен в таблице 35. Баланс Северобайкальского участка Таблица 35
Мероприятия, по устранению ограничений пропускной способности сети 220 кВ а) наиболее сложной схемно-режимной ситуацией (далее СРС), приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное отключение любой из ВЛ на участке Усть-Илимская ГЭС – Мамакан из нормальной схемы в зимний период (максимальный режим). Данная СРС приведёт: – к снижению максимально допустимых перетоков в контролируемом сечении Иркутск – Бурятия (Северобайкальский участок) и отмене вынужденного режима в контролируемом сечении Таксимо – Мамакан, что в свою очередь приведёт к немедленному вводу ГВО. – нарушению статической устойчивости, приводящей к недопустимым параметрам режима (напряжения, тока, недопустимого угла по ВЛ и т.д.). б) В настоящее время в качестве режимных мероприятий, направленных на ликвидацию недопустимых электроэнергетических режимов, является ввод графиков аварийного ограничения режима потребления электрической мощности в объёме до 21,8 МВт в нормальной схеме (на момент максимума потребления) и до 31,8 МВт (на момент максимума потребления) в послеаварийной схеме в СБУ БАМа и в Бодайбинском и Мамско-Чуйском районов Иркутской области. в) перечень мероприятий, необходимых для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений представлен в Таблице 36. Таблица 36
4.8.4. Проблемные вопросы в электросетевом комплексе напряжением 110 кВ и ниже 1. Энергоузлы с недостаточной пропускной способностью трансформаторного оборудования сети 35-110 кВ В
настоящее время в филиале ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» Из них согласно данным контрольных замеров максимума нагрузки выявлено 13 подстанций с недостаточной пропускной способностью трансформаторного оборудования, суммарной установленной мощностью 237,2 МВА и дефицитом -20,9 МВт, с учетом поданных заявок и заключенных договоров на технологическое присоединение – 13 шт. суммарной установленной мощностью 146 МВА и дефицитом -17,4 МВт. 2. Ограничение пропускной способности сети 35-110 кВ 1. Для питания потребителей г. Улан-Удэ и прилегающих районов в аварийных и ремонтных режимах требуется перевод нагрузки ПС 110/35/10 кВ «Онохой» на шины ПС 220 кВ Заиграево (в нормальном режиме выключатель 35 кВ на ПС 35 Заиграево в сторону ПС 35 Бройлерная отключен). Пропускная способность ВЛ-35 кВ «Заиграево – Онохой» (ЗТЗ-348, ЗБ-303, ОБ-357) составляет 150А, ограничена трансформаторами тока на «В-348» (150/5), В-303 (200/5), В-357(150/5) на ПС 35/10 кВ «Заиграево» и ПС 110/35/10 кВ «Онохой». 2. Для питания потребителей г. Улан-Удэ и прилегающих районов в аварийных и ремонтных режимах требуется перевод нагрузки ПС 110/35/10 кВ «Иволга» (порядка 11,8 МВт) на шины ПС 110/35/10 кВ «Гусиноозёрская». Учитывая, что пропускная способность ВЛ 35 кВ «Гусиноозёрская – Оронгой» (ГТ-345, ТЖ-376, ЖХ-3072, ХО-349) составляет 100 А (ограничена трансформаторами тока с Ктт=100/5), для электроснабжения потребителей в аварийных и ремонтных режимах от ПС 110/35/10 кВ «Гусиноозёрская» требуется замена существующих ТТ на В-3072, В-376 и СВ-35 ПС 35/10 кВ «Жаргалантуй» на ТТ с Ктт большего номинала, определенного проектом либо расчетом. 3. В связи с длительным сроком эксплуатации и из-за несоответствия сечения провода марки АС-120 пропускная способность ВЛ 110 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Селендума с отпайкой на ПС Гусиное озеро (ГС-106) снижена и принимается как для АС-95. При аварийном отключении автотрансформаторов АТ-1, АТ-2 на Гусиноозерской ГРЭС (АТ-1, АТ-2, заведены под один выключатель В-220 АТ-1,2, В-110 АТ-1,2) при включенном в работу Блоке 1 Гусиноозерской ГРЭС возможно повреждение ВЛ 110 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Селендума с отпайкой на ПС Гусиное озеро (ГС-106) ввиду недостаточной пропускной способности последней. Возникновение вышеуказанных аварийных ситуаций приводит к погашению потребителей г. Гусиноозерска и собственных нужд Гусиноозерской ГРЭС на величину до 18 МВт. 4. Ограничение пропускной способности ВЛ 110 кВ на участке «Онохой – Сосново-Озерская» и «Сосново-Озерская – Беклемишево». Протяженность линии от ПС 110 кВ Онохой, до ПС 110 кВ Сосново-Озерск составляет 290 км. Двухцепной участок линии идет только до ПС 110 кВ Онохой от ПС 220 Районная. Далее до тупиковой ПС 110 кВ Багдарин ВЛ-110 кВ одноцепная. От ПС 110 кВ Онохой до ПС 110 кВ Удинск сечение провода АС-300. От ПС 110 кВ Удинск до ПС 110 кВ Сосново-Озерская сечение провода АС-120. От ПС 110 кВ Сосново-Озерская до ПС 110 кВ Беклемишево (Читаэнерго) сечение провода АС-95. От ПС 110 кВ Сосново-Озерская до ПС 110 кВ Багдарин сечение провода АС-95 и ПС-70. От указанных одноцепных ВЛ получают электроснабжение 72 населенных пункта с населением около 48,8 тыс. человек. Резервирование электроснабжения осуществляется дизель-генераторами. Пропускная способность ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская – Беклемишево ограничена трансформаторами тока 100/5, установленными на ПС 110 кВ Беклемишево (филиал Читаэнерго), При выводе в ремонт или аварийном отключении ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Онохой – ПС 110 кВ Сосново-Озёрская электроснабжение потребителей Баунтовского, Еравнинского, Хоринского, Кижингинского и части Заиграевского районов РБ осуществляется от сети 110 кВ Забайкальской энергосистемы по ВЛ 110 кВ СБ-123 от ПС 110 кВ Беклемишево, в виду чего пропускная способность ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская – Беклемишево с отпайкой на ПС Грязнуха (СБ-123) в период максимальных нагрузок может быть недостаточной. Замена ТТ 110 кВ на ПС 110 Беклемишево (Читаэнерго) на отходящей ВЛ в сторону ПС 110 кВ Сосново-Озерская позволит снять ограничения пропускной способности ВЛ110 кВ Сосново-Озерская – Беклемишево с отпайкой на ПС Грязнуха (СБ-123) и повысить уровень надежности электроснабжения восточных районов Республики Бурятия. 5. При выводе в ремонт ВЛ 110 кВ Култук - Зун-Мурино с отпайкой на ПС Быстрая (КЗМ-135) питание потребителей Тункинского района осуществляется по ВЛ-35 кВ «Слюдянка-Зун-Мурино» (КЗМ-386). Пропускная способность установленных трансформаторов тока ТТ-386 на ПС 220 кВ Слюдянка недостаточна для осуществления энергообеспечения потребителей в транзите «Зун-Мурино – Самарта», т.к. пропускная способность ТТ-386 составляет 2,5 МВт (50 А), а нагрузка в зимний период достигает 4,5 МВт (90 А). Таким образом требуется выполнить мероприятия на ПС 220 кВ Слюдянка по замене ТТ-386 на ТТ с Ктт=100/5. 6. Не завершено восстановление ВЛ 110 кВ Гусиноозерская – Окино-Ключи с отпайками (ГОК-126) (резерв г. Гусиноозерск, Джидинского, Кяхтинского, Селенгинского, Бичурского и части Мухоршибирского районов). 7. Необходимо также отметить отсутствие резервных линий, питающих ПС 35 кВ Нижнеангарск, п. Муя и др. Перечень подстанций 35 -110 кВ с ограниченной пропускной способностью Таблица 37
Низкая надежность электроснабжения потребителей 110 кВ и ниже 1. При выводе в ремонт или аварийном отключении ВЛ 110 кВ Татауpово– Пpибайкальская (ТП-128) питание потребителей ПС 110 кВ Прибайкальская, ПС 110 кВ Нестерово, ПС 35 кВ Итанца осуществляется по ЛЭП-35кВ МИ-324 (Мандрик - Итанца), ИП-3063 (Итанца - Прибайкальская). ПС 110 кВ Турка, ПС 110 кВ Берег, ПС 110 кВ Котокель остаются без напряжения. Для решения проблемной ситуации в инвестиционной программе филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» в 2014 году осуществлено строительство отпайки ВЛ-110 кВ от существующего транзита ВЛ-110 кВ «Татаурово-Усть-Баргузин» до ПС 220 кВ Горячинская (строительство осуществляется в рамках инвестиционной программы ОАО «ФСК ЕЭС»), которая планируется вторым источником питания. Прочие энергорайоны на территории ЭС Республики Бурятия, характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений в части низкой надежности электроснабжения сети 110 кВ и ниже Таблица 38
Предложения по развитию электрических сетей 110 кВ и ниже Определены следующие направления развития электрических сетей напряжением 110 кВ и ниже: 1. Ввиду интенсивного жилищного строительства Юго-Западного, Юго-Восточного и Центрального районов города Улан-Удэ, развития торговых и развлекательных комплексов возникает необходимость в строительстве новых центров питания - для электроснабжения перечисленных потребителей необходимо строительство ПС 110/10-6 кВ в г. Улан-Удэ: ПС 110 кВ Затон, ПС 35 кВ Новый город, ПС 110 кВ Квартальная. 2. Для повышения надёжности электроснабжения существующих потребителей и покрытия возрастающих нагрузок в 2011-2015 гг. необходимо выполнить реконструкцию ПС 110 кВ: Иволга, СЛПБ, ПС 35кВ: АРЗ, БЦС с увеличением установленной мощности, а также необходима реконструкция однотрансформаторных подстанций (11 шт. ПС 110кВ и 16 шт. ПС 35кВ) и строительство (реконструкция) фидеров связи 6-10кВ в соответствии с многолетней целевой программой. 3. Для повышения надёжности электроснабжения южной части РБ необходима реконструкция ВЛ 110 кВ: Селендума – Джида (СД-107), Гусиноозерская ГРЭС – Селендума с отпайкой на Гусиное Озеро (ГС-106), Селендума – Боргой (СБ-108), Боргой – Петропавловка (БП-169), Петропавловка – Бургултай (ПБу-170), Бургултай – Торей (БТ-165) с заменой деревянных опор на железобетонные, которая запланирована в инвестиционной программе на 2013-2015 гг. 4. Ограничения пропускной способности по резервным сетям 35 кВ (узел Торей – Инкур; транзит Гусиноозёрск - Иволга) снимет запланированная замена токоограничивающего оборудования (тр-ров тока, провода и т.п.). 5. Для повышения надёжности электроснабжения потребителей Тарбагатайского, Кяхтинского, Бичурского, Мухоршибирского, Селенгинского районов и г. Гусиноозерска необходимо завершение второй очереди строительства ВЛ 110 кВ Гусиноозерская - Окино-Ключи (ГОК-126) (участок ПС 110 кВ Подлопатки – ПС 110 кВ Тухум). 6. Для повышения надёжности электроснабжения восточной части Республики Бурятия и обеспечения необходимой мощности для развития добывающей и перерабатывающей промышленности в Еравнинском районе необходима: реконструкция ВЛ 110 кВ Курба - Удинская (КУ-110), реконструкция подстанций 110 кВ: Сосново-Озерская, Хоринская, Багдарин, подстанции 35 кВ Санномыск, т.к. в настоящее время электроснабжение их осуществляется от ВЛ 110 кВ Районная – Сосново-Озёрская – Багдарин и не обеспечивает необходимого резерва для перспективного роста нагрузок. 7. В 2015-2017 гг. в Прибайкальском и Баргузинском районах Республики Бурятия ожидается рост нагрузок с подключением новых крупных потребителей в связи с развитием индустрии туризма – созданием туристической рекреационной зоны по побережью озера Байкал с потреблением более 35 МВт. Для повышения надёжности электроснабжения существующих потребителей в 2015 году завершается строительство 2-х цепной ВЛ 220 кВ Татаурово – Горячинская и реконструкция ОРУ ПС 220 кВ Татаурово.
4.10. Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, в том числе для устранения узких мест Перечень новых и расширяемых электросетевых объектов 110 кВ и выше на 5-летний период Таблица 39
4.11. Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и ниже Согласно данным комплесной программы развития электрических сетей 110 кВ и ниже, разработанной филиалом ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» в 2014 году, в период до 2020 года на территории Республики Бурятия ожидается ввод объектов электроснабжения класса напряжения 110 кВ и ниже: - общей мощностью 728 МВА (включая работы по реконструкции и техническому перевооружению); - ввод ВЛ протяженностью 656 км. Места расположения резервов мощности электрической энергии На основании сводной информации можно сделать вывод о том, что средний процент загрузки открытых центров питания сети 110, 35 кВ в республике не превышает 40%. Однако большинство малозагруженных центров питания сетей филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» расположены в сельской местности республики, где мало развита промышленность и сельское хозяйство, и перспективы развития не предусматривается (на основе заявок на технологическое присоединение). Малозагруженные центры питания северного и южного районов республики попадают в перечень узких мест электроэнергетики по причине отсутствия резерва электроснабжения (протяженные одноцепные ВЛ, проходящие по гористой местности). 4.12. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе Обеспечение действующих генерирующих мощностей Гусиноозерской ГРЭС будет осуществляться за счет местных углей разрезов «Баин-Зурхе», «Загустайский», «Окино-Ключевской» с учетом складывающегося по планируемому периоду состава генерирующего оборудования и баланса добываемого угля. В Стратегии Интер РАО планируется обеспечение Гусиноозерской ГРЭС углями собственного производства на базе дальнейшего освоения Окино-Ключевского месторождения бурого угля. Поэтапный переход на использование Окино-Ключевского угля позволит оптимизировать издержки производства, связанные с затратами на топливо. Плановая поставка угля Окино-Ключевского разреза на Гусиноозерскую ГРЭС на 2015 год составляет 1 500 тыс. тонн угля. На Сангинском месторождении бурого угля, отнесенном к резерву категории «а», имеющем сравнительно небольшие запасы (1,2 млн. т — балансовые и 1,3 млн. т забалансовые — для шахты и 0,2 млн. т балансовые и 0,1 млн. т забалансовые — для открытых работ) при необходимости может быть построено предприятие для добычи 50…80 тыс. т угля в год. Все ранее проводимые проектные проработки в поисках наиболее рациональных схем раскройки, вскрытия и отработки шахтных и карьерных полей самых перспективных месторождений этого региона имели основной целью создать надежную топливную базу для энергетики республики, а также резерв для Востока страны. Таковыми явились перспективные Олонь-Шибирское и Никольское месторождения каменного угля. По данным Государственного баланса запасов полезных ископаемых Российской Федерации, большая часть запасов Никольского месторождения находится на территории республики. По ранее проводимым проектным проработкам на Никольском месторождении можно построить единый разрез мощностью по добыче 4500 тыс. т угля в год. С реализацией «Генеральной схемы газоснабжения и газификации Республики Бурятия», утвержденной в 2009 году, возможен перевод котельных на газовое топливо. Общий потенциальный годовой объем потребления объектами теплоэнергетики определен в объеме 1 900 млн. куб.метров природного газа. 4.13. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований на территории Республики Бурятия По стостоянию на 01 апреля 2015 года из 275 городских округов и поселений в Республике Бурятия схемы теплоснабжения разработаны в 2 городских округах, 18 городских и 64 сельских поселениях, что составляет 100 % от требуемого объема. 4.14. Предложения по модернизации систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований на территории Республики Бурятия Основными направлениями развития теплоснабжения муниципальных образований являются: · оптимизация технологической структуры систем теплоснабжения за счет совместной работы нескольких источников теплоты на общие тепловые сети и консервации избыточной располагаемой мощности котельных; · совершенствование топливоподготовки и топливоподачи; · оснащение котельных приборами учета и автоматики; · оснащение котельных ХВО; · оптимизация режимов горения топлива; · использование на источниках, тепловых пунктах и других элементах систем теплоснабжения частотно-регулируемого привода для эффективного регулирования отпуска теплоты потребителям; · замена теплообменного, контрольно-регулирующего и насосного оборудования на энергоэкономичное; · регулирование расхода тепла за счёт широкого использования систем автоматического регулирования, в том числе программного и погодоведомого; · повышение теплозащитных свойств вновь возводимых и эксплуатируемых жилых и общественных зданий за счет повышения термического сопротивления стеновых конструкций и окон; · регулярная гидравлическая наладка и гидропневматическая промывка тепловых сетей; Направлениями, рассчитанными на перспективу, являются освоение новых технологий, новых типов энергоисточников. К таким технологиям можно отнести: · применение гелиоустановок и тепловых насосов; · прокладка труб в пенополиуретановой изоляции при ремонте и прокладке новых участков тепловых сетей с использованием технологии монтажа труб с внутренней изоляцией сварного шва стеклоэмалевым покрытием. 4.15. Предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ На данный момент перевод на парогазовый цикл действующих ТЭЦ не рассматривается в связи с большими капитальными затратами на освоение технологии и отсутствием собственных источников газоснабжения (природного газа). Для Республики Бурятия наибольший интерес представляют парогазовые установки с котлами, сжигающими уголь в кипящем слое под давлением. Эта технология, внедренная на энергоблоках 80-350 МВт в Швеции, Японии и других странах, показала высокую надежность, обеспечила хорошие экономические и экологические показатели. Расчетный КПД энергоблоков с котлами КСД составляет 42%. Одно из преимуществ этих установок - малые габариты - дает возможность установки их в существующих помещениях ТЭС взамен демонтируемого старого оборудования и тем самым проведения реконструкции на новой технической базе. 4.16. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Республики Бурятия
Износ тепловых сетей магистральных трубопроводов в г. Улан-Удэ по зоне ТЭЦ-1 составляет 52%, по зоне ТЭЦ-2 – 38%. Износ внутриквартальных тепловых сетей составляет по зоне ТЭЦ-1 62%, по зоне ТЭЦ-2 – 52%. Сводные данные по тепловому балансу на период до 2020 года в разрезе источников тепловой энергии ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 предоставлены в Приложении № 6. Для решения проблем теплоснабжения города Улан-Удэ рассматривались разные возможные варианты: 1. Строительство модульных котельных в местах дефицита тепловой энергии. Указанный вариант имеет ряд существенных недостатков, в числе которых отсутствие земельных участков под размещение объектов, удорожание тарифа для конечного потребителя, дополнительная экологическая нагрузка. 2. Вариант размещения газовых котельных решает вопрос экологических требований. На сегодняшний день при использовании имеющегося в республике СУГ, цена тепловой энергии возрастет в 2 раза по сравнению с выработкой на угольных котельных. Отсутствие сетевого газа затрудняет реализацию данного варианта. 3. Проектирование и строительство Улан-Удэнской ТЭЦ-2. Строительство тепловых мощностей ТЭЦ-2 позволит решить три основные проблемы энергоснабжения г. Улан-Удэ: 1. Увеличить установленную тепловую мощность станции для покрытия возрастающих за счет нового строительства нагрузок; 2. Снизить экологическую нагрузку на город. В связи с ростом тарифов на тепловую энергию в последнее время для потребителей выгоднее строить собственные небольшие котельные на мазутном и твердом топливе, что в свою очередь ведет к увеличению выбросов в атмосферу; 3. Повысить надежность теплоснабжения потребителей за счет строительства нового оборудования, выполнить взиморезервирование между двумя источниками тепла. В настоящее время ТЭЦ-2 работает в режиме котельной. Задание на проектирование Улан-Удэнской ТЭЦ-2 было выдано Министерством энергетики СССР в 1980 г. Согласно проекту, разработанного проектным институтом «Сибирское отделение ВНИПИЭнергопром» утвержденного в 1983 г. Минэнерго СССР предполагалась установка 4-х теплофикационных блоков с турбинами Т-180/210-130 и котлами Е-670-140, для покрытия пиковых нагрузок предусматривалась установка 6-ти паровых котлов Е-160-14 пиковой водогрейной котельной. В соответствии с заданием установленная мощность электростанции на полное развитие должна была составить: - электрическая – 720/840 МВт; - тепловая – 1840 Гкал; Завершение строительства первой очереди ТЭЦ-2 возможно осуществить на промплощадке, где построены и введены в эксплуатацию ряд зданий и сооружений и выполнены подготовительные работы для сооружения первой очереди станции: двух энергоблоков суммарной мощностью 400 МВт. 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
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
