|
Расширенный поиск
Указ Губернатора Свердловской области от 01.08.2017 № 419-пп Глава 29. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВНОЙ БАЛАНСОВОЙ СИТУАЦИИ (ПО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ) НА ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД Балансы электрической энергии и мощности по энергосистеме Свердловской области составлены для варианта развития генерирующих мощностей с выводами генерирующего оборудования по основному объему. При формировании перспективного баланса электроэнергии энергосистемы Свердловской области потребность в производстве электроэнергии определяется с учетом прогнозных объемов электропотребления на территории региональной энергосистемы и сальдо-перетоков с соседними энергосистемами. Прогноз спроса на электроэнергию в Свердловской энергосистеме приведен в таблице 27. Таблица 27 ПРОГНОЗ СПРОСА НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ В СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
Прогнозный баланс мощности по Свердловской энергосистеме приведен в таблице 28. Таблица 28 ПРОГНОЗНЫЙ БАЛАНС МОЩНОСТИ ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
Как и до 2017 года, энергосистема Свердловской области до 2022 года останется избыточной как по мощности, так и по электроэнергии. Наличие дополнительной резервной мощности может служить базой для реализации генерирующими компаниями программ по выводу из эксплуатации неэффективного и выработавшего свой ресурс генерирующего оборудования, а также для надежного функционирования энергосистемы в условиях формирующегося конкурентного рынка мощности и электрической энергии. Глава 30. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Свердловской области в период 2018 - 2022 годов будет связано с решением следующих задач, направленных на повышение эффективности функционирования энергосистемы: обеспечение выдачи мощности электростанций; обеспечение внешнего электроснабжения новых потребителей; выполнение мероприятий, необходимых для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений; обновление электросетевого оборудования, связанное с физическим и моральным старением основных фондов и необходимостью повышения надежности электроснабжения существующих потребителей. Предложения по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше на период 2018 - 2022 годов сформированы на основе: анализа существующего состояния и прогноза изменений схемно-режимной и режимно-балансовой ситуации в Свердловской энергосистеме на перспективу, результатов ранее выполненных работ по развитию ЕЭС России, ОЭС Урала, энергосистемы Свердловской области, схем выдачи мощности электростанций и схем внешнего электроснабжения потребителей, работ, связанных с обоснованием необходимости сооружения электросетевых объектов, а также на основе рекомендаций и предложений Филиала АО "СО ЕЭС" Свердловского РДУ, филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", АО "Облкоммунэнерго". При определении объемов вводов объектов электросетевого хозяйства напряжением 220 кВ и выше на период до 2022 года за основу приняты материалы схемы и программы развития ЕЭС России на 2017 - 2023 годы, утвержденных Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 01.03.2017 N 143 "Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы". В период 2018 - 2022 годов для решения поставленных задач выделяются следующие четыре основных направления развития электрических сетей 110 кВ и выше Свердловской энергосистемы: электросетевое строительство (реконструкция), необходимое для обеспечения выдачи мощности электростанций; развитие сетевого комплекса, связанного с технологическим присоединением новых и существующих потребителей; выполнение мероприятий, необходимых для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений; реконструкция объектов электросетевого хозяйства. Электросетевое строительство (реконструкция), необходимое для обеспечения выдачи мощности строящихся и расширяемых электростанций. До 2022 года не планируется сооружение объектов электросетевого хозяйства, обеспечивающих выдачу мощности электростанций. Ввод в эксплуатацию в 2017 году ПГУ-420 Верхнетагильской ГРЭС не предполагает дополнительного электросетевого строительства (ввод в работу АТ на связи систем шин 220/110 кВ Верхнетагильской ГРЭС выполнен в 2015 году). Развитие сетевого комплекса, связанного с технологическим присоединением новых и существующих потребителей. В период до 2022 года намечается строительство (реконструкция) следующих электросетевых объектов: Электроснабжение потребителей города Екатеринбурга: строительство ПС 220 кВ Надежда с заходами ЛЭП 220 и 110 кВ и установкой одного автотрансформатора мощностью 250 МВА планируется в 2019 году, второго автотрансформатора мощностью 250 МВА - в 2021 году. Электроснабжение новых производственных мощностей ООО "Белокаменные копи" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 2,3 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 24.10.2014 N ТП/В/13-14): строительство ПС 110 кВ Копи с отпайкой от ВЛ 110 кВ Асбест - Знаменская. Реализация технологического присоединения для электроснабжения потребителей ОАО "Первоуральский новотрубный завод": сооружение шлейфовых заходов на ПС 220 кВ Трубная от ВЛ 220 кВ Среднеуральская ГРЭС - Первоуральская I цепь с отпайкой на ПС Трубная. Реализация технологического присоединения для электроснабжения потребителей ООО "Энергоресурс" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 36,3 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 09.02.2015 N ТП/Ц/2-15): установка на ПС 500 кВ Южная АОПО ВЛ 110 кВ Гвоздика - Южная с отпайками и АОПО ВЛ 110 кВ Полевская - Южная с отпайками с действием по каналам УПАСК на ОН ПС 110 кВ Техноград. Реализация технологического присоединения для электроснабжения потребителей ООО "ПроЛайм" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 8,9 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 26.02.2014 N ТП/З/3-14): установка на ПС 220 кВ Первоуральская АОПО ВЛ 110 кВ Дидино - Первоуральская и АОПО ВЛ 110 кВ Н. Серги - Первоуральская с отпайками с действием по каналам УПАСК на ОН ПС 110 кВ Михайловская. Реализация технологического присоединения для электроснабжения АО "ЮИТ Уралстрой" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 5 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 07.10.2016 N 5400027072): строительство ПС 110 кВ Кемпинг с отпайками от КВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Школьная с отпайками и КВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Пышма с отпайкой на ПС Химреактивы. Выполнение мероприятий, необходимых для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений. Выполнение указанных мероприятий повысит надежность и пропускную способность электрических сетей 110 кВ и выше, исключит необходимость ввода ГВО в различных схемно-режимных ситуациях. Подробное описание мероприятий, необходимых для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений, приведено в главе 18. Реконструкция объектов электросетевого хозяйства. Реконструкция ПС 35 кВ Нива (надстройка 110 кВ). Реконструкция ВЛ 35 кВ Нива - Шпагатная с переводом на 110 кВ. В период зимних максимальных нагрузок 2016 года единичное аварийное отключение Т-1 ПС 110 кВ Шпагатная приводит к перегрузке Т-2 ПС 110 кВ Шпагатная на 66 процентов от Sном, Sрасч = 26,46 МВА, Sном = 16 МВА (согласно ПТЭ ЭСС допустимо не более 20 минут). Для исключения перегрузки трансформатора требуется выполнить перевод нагрузки ПС 35 кВ БИЗ на питание от ПС 110 кВ Ключи, при этом перегрузка трансформатора составит 38 процентов от Sном (согласно ПТЭ ЭСС допустимо не более 80 минут). Перевод нагрузки на другие центры питания, по данным эксплуатирующей организации, невозможен. До 2022 года заявленная нагрузка по ТУ на ТП по заключенным договорам, подключаемая к ПС 110 кВ Шпагатная, составит 14 МВт. В период зимних максимальных нагрузок 2016 года единичное аварийное отключение Т-1 ПС 35 кВ Нива приводило к перегрузке Т-2 ПС 35 кВ Нива на 19 процентов от Sном, Sрасч = 6,7 МВА, Sном = 5,6 МВА (согласно ПТЭ ЭСС допустимо не более 120 минут). Для исключения перегрузки трансформаторов в рассматриваемых схемах требуется реконструкция ПС 35 кВ Нива с переводом на напряжение 110 кВ и установкой трансформаторов мощностью 2 x 40 МВА в 2017 году. Для присоединения ПС 110 кВ Нива к электрической сети выполняется реконструкция ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с переводом на напряжение 110 кВ и подключением ответвлением от ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками и строительство ответвления от ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайками. Реконструкция ПС 110 кВ Горный Щит с заменой трансформаторов мощностью 2 x 16 МВА на трансформаторы мощностью 2 x 40 МВА. В период зимних максимальных нагрузок 2016 года единичное аварийное отключение Т-1 ПС 110 кВ Горный Щит приводит к перегрузке Т-2 ПС 110 кВ Горный Щит на 74 процента от Sном, Sрасч = 27,8 МВА, Sном = 16 МВА (согласно ПТЭ ЭСС допустимо не более 10 минут). Перевод нагрузки на другие центры питания, по данным эксплуатирующей организации, невозможен. До 2022 года заявленная нагрузка по ТУ на ТП по заключенным договорам, подключаемая к ПС 110 кВ Горный Щит, составит 8,4 МВт. Для исключения перегрузки трансформаторов в рассматриваемых схемах требуется реконструкция ПС 110 кВ Горный Щит с заменой трансформаторов мощностью 2 x 16 МВА на трансформаторы мощностью 2 x 40 МВА. Изменение схемы присоединения ПС 110 кВ Спортивная к сети 110 кВ шлейфовым заходом КВЛ 110 кВ Южная - Сибирская I цепь с отпайками. В настоящее время от двухцепного транзита КВЛ 110 кВ Южная - Сибирская I цепь с отпайками, ВЛ 110 кВ Чкаловская - Южная с отпайками, КВЛ 110 кВ Сибирская - Чкаловская с отпайками осуществляется питание 6 отпаечных подстанций 110 кВ: ПС 110 кВ Алмазная, ПС 110 кВ Спортивная, ПС 110 кВ Ботаническая, ПС 110 кВ Братская, ПС 110 кВ Керамик, ПС 110 кВ Сотая, обеспечивающих электроснабжение центральной и юго-западной части города Екатеринбурга. В 2016 году имели место аварийные ситуации, связанные с технологическими нарушениями в результате одновременного отключения КВЛ 110 кВ Южная - Сибирская I цепь с отпайками и ВЛ 110 кВ Сибирская - Чкаловская с отпайками: 28 апреля 2016 года (акт N 223) и 12 мая 2016 года (акт N 255) произошло обесточение ПС 110 кВ Алмазная, ПС 110 кВ Спортивная, ПС 110 кВ Ботаническая с нагрузкой 25,2 МВт 47 социально значимых объектов (6 школ, 6 объектов здравоохранения, 19 теплопунктов, 15 котельных, 1 КНС) и 39 тысяч человек, проживающих в городе Екатеринбурге; 01 июня 2016 года (акт N 291) произошло обесточение ПС 110 кВ Алмазная, ПС 110 кВ Спортивная, ПС 110 кВ Ботаническая с нагрузкой 38,2 МВт 82 социально значимых объектов (8 дошкольных учреждений, 13 школ, 9 объектов здравоохранения, 27 теплопунктов, 24 насосных МУП "Водоканал", 1 КНС) и 50,1 тысячи человек, проживающих в городе Екатеринбурге. Для исключения риска возникновения вышеуказанной ситуации предлагается изменить схему присоединения ПС 110 кВ Спортивная к сети 110 кВ шлейфовым заходом КВЛ 110 кВ Южная - Сибирская I цепь с отпайками со сроком реализации в 2021 году. Указанные мероприятия по изменению схемы питания ПС 110 кВ Спортивная требуют дальнейшей проектной проработки, в том числе и решения вопроса по выделению земельных участков. Изменение схемы присоединения ПС 110 кВ Веер и ПС 110 кВ Орджоникидзевская на шлейфовые заходы от ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Свердловская I, II цепи с отпайками. На текущий момент от ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Свердловская I, II цепи с отпайками осуществляется питание 4 отпаечных подстанций 110 кВ: ПС 110 кВ Термическая, ПС 110 кВ Орджоникидзевская, ПС 110 кВ Веер, ПС 110 кВ Литейная, обеспечивающих электроснабжение Орджоникидзевского района города Екатеринбурга. В 2016 году имела место аварийная ситуация, произошедшая 15 ноября 2016 года (акт N 583). В результате отключения обеих цепей ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Свердловская с отпайками произошло обесточение нагрузки в объеме 50,1 МВт потребителей, присоединенных к ПС 110 кВ Термическая, ПС 110 кВ Орджоникидзевская, ПС 110 кВ Веер, ПС 110 кВ Литейная, в числе которых 158 социально значимых объектов, а также 117 тысяч человек, проживающих в городе Екатеринбурге. Возможность резервирования по сети 6 - 10 кВ потребителей первой и второй категорий в данном узле отсутствует. Для исключения риска возникновения вышеуказанной ситуации предлагается изменить схемы присоединения ПС 110 кВ Веер и ПС 110 кВ Орджоникидзевская на шлейфовые заходы от ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Свердловская I, II цепи с отпайками с образованием ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Веер с отпайкой на ПС Термическая, ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Орджоникидзевская с отпайкой на ПС Термическая, ВЛ 110 кВ Веер - Свердловская с отпайкой на ПС Литейная и ВЛ 110 кВ Орджоникидзевская - Свердловская с отпайкой на ПС Литейная со сроком реализации не позднее 2020 года. Указанные мероприятия по изменению схем ПС 110 кВ Веер и ПС 110 кВ Орджоникидзевская требуют дальнейшей проектной проработки, в том числе и решения вопроса по выделению земельных участков. Изменение схемы присоединения ПС 110 кВ Отрадная на шлейфовый заход с образованием ВЛ 110 кВ ВИЗ - Отрадная с отпайками и ВЛ 110 кВ Отрадная - Петрищевская с отпайками. Электроснабжение центральных районов города Екатеринбурга осуществляется от ПС 110 кВ Новая и ПС 110 кВ Западная, подключенных к ПС 110 кВ ВИЗ КЛ 110 кВ ВИЗ - Новая и КЛ 110 кВ ВИЗ - Западная. Питание данных ПС на участке от ПС 110 кВ ВИЗ до ПС 110 кВ Новая выполнено двухцепной КЛ 110 кВ 1976 года прокладки, маслонаполненным кабелем 3 (МСАШВУ-110-1*270). В связи с отсутствием в Уральском регионе специализированных организаций по ремонту данного типа КЛ, в случае повреждения КЛ сроки восстановления могут составлять 2 - 3 недели. В 2013 году имела место аварийная ситуация, произошедшая 14 июня 2013 года (акт N 195) при повреждении КЛ 110 кВ ВИЗ - Западная в результате проведения сторонней организацией работ по вертикальному бурению в охранной зоне КЛ. Срок восстановления КЛ составил 20 календарных дней. Одновременное отключение КЛ 110 кВ ВИЗ - Новая и КЛ 110 кВ ВИЗ - Западная в нормальной или ремонтной схемах сети приводит к обесточиванию до 49,5 МВт нагрузки потребителей, присоединенных к ПС 110 кВ Новая и ПС 110 кВ Западная, в центральных районах города Екатеринбурга. Возможность резервирования по сети 6 - 10 кВ потребителей 1 и 2 категорий в данном узле отсутствует. Для исключения риска возникновения вышеуказанной ситуации предлагается изменить схему присоединения ПС 110 кВ Отрадная на шлейфовый заход с образованием ВЛ 110 кВ ВИЗ - Отрадная с отпайками и ВЛ 110 кВ Отрадная - Петрищевская с отпайками. Указанное мероприятие по изменению схемы ПС 110 кВ Отрадная требует дальнейшей проектной проработки. Реконструкция ПС 110 кВ Керамик с заменой трансформаторов мощностью 2 x 10 МВА на трансформаторы мощностью 2 x 16 МВА. В период зимних максимальных нагрузок 2016 года единичное аварийное отключение Т-1 ПС 110 кВ Керамик приводит к перегрузке Т-2 ПС 110 кВ Керамик на 55 процентов от Sном, Sрасч = 15,5 МВА, Sном = 10 МВА (согласно ПТЭ ЭСС допустимо не более 45 минут). Перевод нагрузки на другие центры питания, по данным эксплуатирующей организации, невозможен. В период до 2022 года заявленная нагрузка по ТУ на ТП по заключенным договорам, подключаемая к ПС 110 кВ Керамик, составляет 1,04 МВт. Для исключения перегрузки трансформатора в рассматриваемых схемах требуется реконструкция ПС 110 кВ Керамик с заменой трансформаторов мощностью 10 МВА на трансформаторы мощностью 16 МВА. Реконструкция ПС 110 кВ Алмазная с заменой трансформаторов мощностью 2 x 6,3 МВА на трансформаторы мощностью 2 x 16 МВА. В период зимних максимальных нагрузок 2016 года единичное аварийное отключение Т-1 ПС 110 кВ Алмазная приводит к перегрузке Т-2 ПС 110 кВ Алмазная на 65 процентов от Sном, Sрасч = 10,94 МВА, Sном = 6,3 МВА (согласно ПТЭ ЭСС допустимо не более 20 минут). Перевод нагрузки на другие центры питания, по данным эксплуатирующей организации, невозможен. В период до 2022 года заявленная нагрузка по ТУ на ТП по заключенным договорам, подключаемая к ПС 110 кВ Алмазная, составляет 7,16 МВт. Для исключения перегрузки трансформатора в рассматриваемых схемах требуется реконструкция ПС 110 кВ Алмазная с заменой трансформаторов мощностью 6,3 МВА на трансформаторы мощностью 16 МВА. Реконструкция ПС 110 кВ Свердловская с заменой трансформаторов 31,5 МВА и 63 МВА на трансформаторы 40 МВА. Выполнение комплексной реконструкции ПС 110 кВ Свердловская с полной заменой оборудования 10 - 35 - 110 кВ и трансформаторов на 2 x 40 МВА (вместо Т-1 - 31,5 МВА, Т-2 - 63 МВА) необходимо в связи со значительным износом основного электротехнического оборудования, многократного превышения нормативных сроков эксплуатации (ввод в эксплуатацию ПС - 1933 год, нормативный срок эксплуатации силового оборудования - 25 лет). Реконструкция ПС 110 кВ Свобода с заменой существующего трансформатора мощностью 10 МВА на трансформатор 16 МВА и установкой второго трансформатора 16 МВА. Реконструкция ПС 110 кВ Свобода с установкой второго трансформатора 16 МВА и секции КРУ 10 кВ необходима в целях приведения схемы электроснабжения потребителей, относящихся ко второй категории надежности, в соответствие с требованиями действующей нормативно-технической документации. На 01 января 2017 года общая нагрузка по ПС 110 кВ Свобода составляет 8,54 МВА, в том числе нагрузка потребителей второй категории в размере 5,23 МВт. При выводе в ремонт (или аварийном отключении) трансформатора на ПС 110 кВ Свобода электроснабжение потребителей осуществляется по сети 10 кВ от ПС 110 кВ Сысерть. Нагрузка однотрансформаторной ПС 110 кВ Сысерть, по данным системных замеров 2016 года, составила 10,32 МВА. При аварийном отключении трансформатора на ПС 110 кВ Свобода и переводе нагрузки на резервную схему электроснабжения от ПС 110 кВ Сысерть загрузка трансформатора на ПС 110 кВ Сысерть будет достигать 189 процентов (согласно ПТЭ ЭСС допустимо не более 10 минут). Перевод нагрузки на другие центры питания, по данным эксплуатирующей организации, невозможен. До 2022 года заявленная нагрузка по ТУ на ТП по заключенным договорам, подключаемая к ПС 110 кВ Сысерть и ПС 110 кВ Свобода, составляет 8,2 МВт, что в свою очередь увеличит перегрузку трансформатора. Замена существующего и установка второго трансформатора мощностью 16 МВА на ПС 110 кВ Свобода позволит исключить перегрузки трансформаторов. Реконструкция ПС 110 кВ Мирная с заменой существующего трансформатора 25 МВА на два трансформатора по 10 МВА. В рамках реконструкции ПС 110 кВ Мирная предусматривается замена существующего трансформатора 25 МВА на два трансформатора по 10 МВА с целью приведения схемы электроснабжения потребителей, относящихся ко второй категории надежности в соответствие с действующими нормативными требованиями. Нагрузка энергопринимающих устройств, присоединенных к однотрансформаторной ПС, на 01 января 2017 года составляет 2,3 МВА. В связи с техническим состоянием электрической сети 10 кВ проведение ремонтных работ с отключением Т-1 ПС 110 кВ Мирная и переводом нагрузки ПС на другие центры питания невозможно без длительного отключения потребителей. Кроме того, на ПС 110 кВ Мирная установлен Т-1 мощностью 25 МВА, загрузка которого составляет 9 процентов от номинального значения. С учетом вышеизложенного в целях обеспечения соответствия категории надежности существующих потребителей, а также для рационального использования установленной мощности и оптимизации общих затрат филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" на реконструкцию электросетевых объектов проектом "Реконструкция ПС 110/10 кВ "Мирная" предусматривается осуществление замены существующего трансформатора 25 МВА на два трансформатора по 10 МВА, которые установлены на ПС 110 кВ Кадниковская. Реконструкция ПС 110 кВ Тугулым с заменой трансформатора Т-1 мощностью 6,3 МВА на трансформатор мощностью 10 МВА. В период зимних максимальных нагрузок 2016 года единичное аварийное отключение Т-2 ПС 110 кВ Тугулым (мощностью 10 МВА) приводит к перегрузке Т-1 ПС 110 кВ Тугулым (мощностью 6,3 МВА) на 67 процентов от Sном, Sрасч = 10,52 МВА, Sном = 6,3 МВА (согласно ПТЭ ЭЭС допустимо не более 20 минут). Перевод нагрузки на другие центры питания, по данным эксплуатирующей организации, невозможен. Для исключения перегрузки необходимо выполнить замену на ПС 110 кВ Тугулым существующего трансформатора Т-1 мощностью 6,3 МВА на трансформатор мощностью 10 МВА. Реконструкция ПС 110 кВ Полевская с заменой двух трансформаторов мощностью 15 МВА каждый и одного трансформатора мощностью 16 МВА на трансформаторы 2 x 40 МВА. Комплексная реконструкция ПС 110 кВ Полевская с заменой существующих Т-1, Т-2, Т-3 (номинальной мощностью 16, 15 и 15 МВА соответственно) на новые Т-1, Т-2 мощностью 2 x 40 МВА выполняется в связи со значительным износом основного электротехнического оборудования, срок эксплуатации которого многократно превышает нормативные сроки (ввод в эксплуатацию ПС - 1934 год, нормативный срок эксплуатации силового оборудования ПС - 25 лет). Мощность вновь устанавливаемых трансформаторов обусловлена прогнозируемой нагрузкой подстанции, достигающей 27 МВт в 2021 году с учетом заключенных договоров на технологическое присоединение мощностью 10,07 МВт. Реконструкция ПС 110 кВ Марковская с заменой трансформаторов мощностью 2 x 25 МВА на трансформаторы мощностью 2 x 40 МВА. В период зимних максимальных нагрузок 2016 года единичное аварийное отключение Т-1 ПС 110 кВ Марковская приводит к перегрузке Т-2 ПС 110 кВ Марковская на 44 процента от Sном, Sрасч = 35,94 МВА, Sном = 25 МВА (согласно ПТЭ ЭЭС допустимо не более 80 минут). Перевод нагрузки на другие центры питания, по данным эксплуатирующей организации, невозможен. До 2022 года заявленная нагрузка по ТУ на ТП по заключенным договорам, подключаемая к ПС 110 кВ Марковская, составит 10,2 МВт. Для исключения перегрузки трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Марковская необходимо выполнить замену существующих трансформаторов мощностью 2 x 25 МВА на трансформаторы мощностью 2 x 40 МВА. Реконструкция ПС 110 кВ Кадниковская с заменой трансформаторов мощностью 2 x 10 МВА на трансформаторы мощностью 2 x 25 МВА. В период зимних максимальных нагрузок 2016 года единичное аварийное отключение Т-1 ПС 110 кВ Кадниковская приводит к перегрузке Т-2 ПС 110 кВ Кадниковская на 37 процентов от Sном, Sрасч = 13,79 МВА, Sном = 10 МВА (согласно ПТЭ ЭСС допустимо не более 80 минут). Перевод нагрузки на другие центры питания, по данным эксплуатирующей организации, невозможен. До 2022 года заявленный объем нагрузки по ТУ на ТП по заключенным договорам, подключаемый к ПС 110 кВ Кадниковская, составит 16,36 МВт. Для исключения перегрузки трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Кадниковская необходимо выполнить замену существующих трансформаторов мощностью 2 x 10 МВА на трансформаторы мощностью 2 x 25 МВА. Реконструкция ПС 110 кВ Среднеуральская с заменой трансформаторов мощностью 2 x 10 МВА на трансформаторы мощностью 2 x 25 МВА. В период зимних максимальных нагрузок 2016 года единичное аварийное отключение Т-1 ПС 110 кВ Среднеуральская приводит к перегрузке Т-2 ПС 110 кВ Среднеуральская на 40 процентов от Sном, Sрасч = 14 МВА, Sном = 10 МВА (согласно ПТЭ ЭСС допустимо не более 80 минут). Перевод нагрузки на другие центры питания, по данным эксплуатирующей организации, невозможен. До 2022 года заявленный объем нагрузки по ТУ на ТП по заключенным договорам, подключаемый к ПС 110 кВ Среднеуральская, составит 7,26 МВт. Для исключения недопустимой перегрузки трансформатора необходимо выполнить замену на ПС 110 кВ Среднеуральская существующих трансформаторов мощностью 2 x 10 МВА на трансформаторы мощностью 2 x 25 МВА. Реконструкция ПС 110 кВ Овощная с установкой второго трансформатора мощностью 10 МВА. В настоящее время на ПС 110 кВ Овощная установлен один трансформатор мощностью 10 МВА. По результатам контрольного замера зимнего режимного дня нагрузка на силовом трансформаторе составляет 4,83 МВА (загрузка составляет 48,29 процента). В настоящее время отсутствует техническая возможность выполнения требований Правил устройства электроустановок (п. 1.2.21 ПУЭ) в части времени восстановления электроснабжения приемников третьей категории в течение 24 часов при возникновении аварийной ситуации, связанной с выходом из строя существующего единственного силового трансформатора 110/10 кВ и требующей выполнения мероприятий по его замене. В связи с этим необходима установка второго трансформатора 110/10 кВ мощностью 10 МВА. Реконструкция КВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Пышма с отпайкой на ПС Химреактивы и отпайки на ПС 110 кВ Химреактивы и ПС 110 кВ Электромедь от КВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Школьная с отпайками (с переводом в двухцепное исполнение). Необходимость реконструкции обусловлена физическим износом. Реконструируемые участки ЛЭП выполнены на деревянных опорах с высокой степенью загнивания, срок эксплуатации превышает нормативные сроки (ввод в эксплуатацию ЛЭП - 1967 год, нормативный срок эксплуатации - 30 лет), износ линейного объекта составляет более 99 процентов. За период 2012 - 2016 годов произошло 35 технологических нарушений, в том числе: 08 августа 2015 года (Акт расследования ТН N 374 Центральные электрические сети) произошло отключение КВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Пышма с отпайкой на ПС 110 кВ Химреактивы в результате перекрытия и повреждение дефектных изоляторов на опоре N 11. Для повышения надежности электроснабжения потребителей г. Верхняя Пышма, в том числе АО "Уралэлектромедь", снижения количества технологических нарушений требуется выполнение реконструкции ЛЭП с заменой опор на металлические и железобетонные. Реконструкция ВЛ 110 кВ Выя - Карелино с отпайкой на ПС Актай. Необходимость реконструкции ВЛ 110 кВ Выя - Карелино с отпайкой на ПС Актай обусловлена физическим износом (согласно акту технического освидетельствования от 02.04.2008 N 4 провод М-95 потерял свою механическую прочность, деревянные опоры имеют высокую степень загнивания, отсутствует грозотрос), срок эксплуатации превышает нормативные сроки (ввод в эксплуатацию ЛЭП - 1951 год, нормативный срок эксплуатации - 30 лет). За период 2012 - 2016 годов произошло 32 технологических нарушения, в том числе: 08 сентября 2015 года (Акт расследования ТН N 48 Серовские электрические сети) в результате излома и падения траверсы опоры N 29 из-за загнивания древесины произошло отключение ВЛ 110 кВ Выя - Карелино с отпайкой на ПС Актай; 06 июля 2016 года (Акт расследования ТН N 178 Серовские электрические сети) в результате излома и падения траверсы опоры N 32 из-за загнивания древесины произошло отключение ВЛ 110 кВ Выя - Карелино с отпайкой на ПС Актай. Для обеспечения бесперебойного электроснабжения объектов ОАО "РЖД" требуется выполнение реконструкции ВЛ 110 кВ Выя - Карелино с отпайкой на ПС Актай с заменой опор на металлические и железобетонные. Реконструкция КВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская с отпайками. Необходимость реконструкции КВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская с отпайками обусловлена двукратным превышением срока эксплуатации (ввод в эксплуатацию ЛЭП - 1939 год, нормативный срок эксплуатации - 30 лет), наличием участка ЛЭП 110 кВ на деревянных опорах, значительным количеством технологических нарушений. За период 2012 - 2016 годов произошло 25 технологических нарушений, в том числе: 10 июля 2016 года (Акт расследования ТН N 15 Западные электрические сети) на деревянной П-образной опоре N 79 КВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская с отпайками произошло перекрытие гирлянды изоляторов с падением провода на землю, что привело к отключению ЛЭП от действия защит; 24 апреля 2014 года (Акт расследования ТН N 11 Западные электрические сети) отключение ЛЭП произошло в результате повреждения изолятора на опоре N 36. Для повышения надежности электроснабжения производственных мощностей СУМЗ, потребителей городов Дегтярска и Полевского требуется выполнение реконструкции КВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская с отпайками. Реконструкция ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Таватуй с отпайкой на ПС Шитовская. Необходимость реконструкции ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Таватуй с отпайкой на ПС Шитовская обусловлена физическим износом (провод М-95 потерял свою механическую прочность, деревянные опоры имеют высокую степень загнивания, отсутствует грозотрос), срок эксплуатации превышает нормативные сроки (ввод в эксплуатацию ВЛ - 1934 год, нормативный срок эксплуатации - 30 лет). За период 2012 - 2016 годов произошло 20 технологических нарушений, в том числе: 01 июня 2015 года (Акт расследования ТН N 134 Центральные электрические сети) произошло отключение ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Таватуй с отпайкой на ПС Шитовская в результате обрыва петли провода на опоре N 50. Реконструкция ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Таватуй с отпайкой на ПС Шитовская позволит повысить надежность электроснабжения энергопринимающих устройств промышленных предприятий, социально значимых объектов ГО Верхняя Пышма. Реконструкция ВЛ 110 кВ Кордюково - Махнево. Необходимость реконструкции ВЛ 110 кВ Кордюково - Махнево обусловлена физическим износом (согласно Акту технического освидетельствования от 17.05.2013 N 1 деревянные опоры имеют высокую степень загнивания), срок эксплуатации превышает нормативные сроки (ввод в эксплуатацию ВЛ - 1963 год, нормативный срок эксплуатации - 30 лет). За период 2012 - 2016 годов произошло 11 технологических нарушений, в том числе: 21 сентября 2014 года (Акт расследования ТН N 133 Серовские электрические сети) произошло отключение ВЛ 110 кВ Кордюково - Махнево по причине загнивания стоек опоры N 112; 16 сентября 2016 года (Акт расследования ТН N 226 Серовские электрические сети) произошло отключение ВЛ 110 кВ Кордюково - Махнево с неуспешным АПВ при падении на землю элемента траверсы опоры N 130 с проводом фазы "С" в результате загнивания траверсы в месте сочленения со стойкой. Реконструкция ВЛ 110 кВ Кордюково - Махнево позволит повысить надежность электроснабжения потребителей МО Алапаевское, ГО Верхотурский и Сосьвинского ГО. Реконструкция ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик 1, 2 с отпайками. Необходимость реконструкции ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик 1, 2 с отпайками обусловлена физическим износом, ВЛ выработала срок амортизации, срок эксплуатации превышает нормативные сроки (ввод в эксплуатацию ВЛ - 1961 год, нормативный срок эксплуатации - 30 лет). Реконструируемая ВЛ расположена в зоне интенсивных уносов от промышленных, металлургических предприятий. За период 2012 - 2016 годов произошло 35 технологических нарушений, в том числе: 24 августа 2014 года (Акт расследования ТН N 116 Западные электрические сети) произошло повреждение провода в месте сварного соединения шлейфа нижней фазы (фаза "С") на опоре N 26 ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик 2 с отпайками. Участок ВЛ находился с 1981 года в условиях сильноагрессивной окружающей среды (территория сброса промышленных отходов СУМЗ). При исследовании образца провода комиссией выявлено, что стальной сердечник имеет сплошную коррозию и потеря сечения составляет 38,9 процента, алюминиевые проволоки внутреннего повива подвержены коррозии слабо, средняя потеря сечения 1,7 процента, алюминиевые проволоки наружного повива имеют сплошную коррозию, средняя потеря сечения 11 процентов. На длине шага скрутки наружного повива имеются многочисленные каверны глубиной от 10 до 60 процентов сечения проволоки длиной до 15 мм, количеством от 3 до 14 шт. на каждой проволоке. Общая отключенная нагрузка составила 4,2 МВт. 17 августа 2014 года (Акт расследования ТН N 108 Западные электрические сети) в пролете опор N 42 и 43 двухцепной ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик 1, 2 с отпайками произошел обрыв грозотроса с замыканием на нижнюю фазу, что привело к отключению ВЛ от действия защит. Общая отключенная нагрузка составила 8,5 МВт. Реконструкция ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик 1, 2 с отпайками позволит повысить надежность электроснабжения энергопринимающих устройств ОАО "ПНТЗ", промышленных предприятий, социально значимых объектов г. Первоуральска и его окрестностей. Реконструкция ВЛ 110 кВ Дачная - Ново-Свердловская ТЭЦ с отпайками. Необходимость реконструкции ВЛ 110 кВ Дачная - Ново-Свердловская ТЭЦ с отпайками обусловлена физическим износом, ВЛ выработала срок амортизации, срок эксплуатации превышает нормативные сроки (ввод в эксплуатацию ВЛ - 1934 год, нормативный срок эксплуатации - 30 лет). За период 2012 - 2016 годов произошло 22 технологических нарушения, в том числе 07 февраля 2016 года в результате отключения ВЛ 110 кВ Дачная - Ново-Свердловская ТЭЦ с отпайками (акт расследования ТН N 50 Центральные электрические сети) обесточены Т-1, Т-3 на ПС 110 кВ Родник, ПС 35 кВ Исток, Т-3 на ПС 35 кВ Нива, ТП - 105 шт., социально значимых объектов - 1 шт., население - 25000 человек. Общая отключенная нагрузка составила 14,805 МВт. Реконструкция ВЛ 110 кВ Дачная - Ново-Свердловская ТЭЦ с отпайками позволит повысить надежность транзита между Екатеринбургским и Восточным энергорайонами. Полный перечень мероприятий, в том числе связанных с повышением надежности существующих потребителей, а также работы по реконструкции объектов электросетевого хозяйства, связанные с технологическим присоединением новых потребителей приведены в сводном перечне объектов реконструкции и нового строительства, необходимых для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Свердловской области, в приложении N 11 к настоящим схеме и программе развития. Глава 31. ПРОГНОЗ ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ НА ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД С ВЫДЕЛЕНИЕМ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ Прогноз тепловой нагрузки города Екатеринбурга. Рост жилого фонда города Екатеринбурга приведет к существенному увеличению нагрузки на систему теплоснабжения города Екатеринбурга. Суммарный расчетный прирост тепловой нагрузки потребителей до 2025 года составит 962,1 Гкал/ч (рисунок 27). С учетом исполнения требований Приказа Министерства регионального развития Российской Федерации от 28.05.2010 N 262 "О требованиях энергетической эффективности зданий, строений, сооружений" прирост тепловой нагрузки потребителей до 2025 года прогнозируется на уровне 726,5 Гкал/ч. Гкал/ч 1200
1000 $ Суммарная тепловая нагрузка 800 $
xxxxx 600 $ xxxxx xxxxx xxxxx xxxxx 400 $ xxxxx xxxxx xxxxx xxxxx xxxxx xxxxx xxxxx xxxxx 200 $ xxxxx xxxxx xxxxx xxxxx xxxxx xxxxx xxxxx xxxxx xxxxx xxxxx xxxxx xxxxx 0 <444,444,444 2011 - 2015 годы 2016 - 2025 годы Суммарная Рис. 27. Прирост тепловой нагрузки жилого фонда города Екатеринбурга до 2025 года Наибольший прирост теплопотребления ожидается в районах Орджоникидзевский, ВИЗ-Правобережный и юг центра, в том числе в микрорайоне "Академический" и районе УрФУ. Намечается также развитие города Екатеринбурга в северо-восточной части (Уралмаш, Эльмаш) и города Верхняя Пышма. В целях обеспечения ожидаемого роста теплопотребления жилого фонда в соответствии с требованиями Федерального закона от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении" разработана схема теплоснабжения муниципального образования "город Екатеринбург" до 2030 года, которая утверждена Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 10.01.2014 N 4 "Об утверждении схемы теплоснабжения муниципального образования "город Екатеринбург" до 2030 года". Определение величины перспективной тепловой нагрузки в разрезе крупных потребителей. Екатеринбургский узел характеризуется высокой долей коммунального потребления. Перспективное развитие в узле в основном связано с интенсивным жилищным строительством в зоне городской застройки, а также освоением новых крупных планировочных районов. В общем виде концепция развития города отражена в Генеральном плане развития муниципального образования "город Екатеринбург" на период до 2025 года, утвержденном Решением Екатеринбургской городской Думы от 06.07.2004 N 60/1 "Об утверждении Генерального плана развития муниципального образования "город Екатеринбург" на период до 2025 года". Основные положения Генерального плана развития муниципального образования "город Екатеринбург" на период до 2025 года, утвержденного Решением Екатеринбургской городской Думы от 06.07.2004 N 60/1 "Об утверждении Генерального плана развития муниципального образования "город Екатеринбург" на период до 2025 года", предусматривают отток производственных функций из Центрального планировочного района, разуплотнение промышленного пояса срединного кольца и развитие производственных территорий в третьем поясе. При прогнозе перспективной нагрузки необходимо учитывать следующие обстоятельства: дальнейшее снижение собственного теплопотребления существующими потребителями. Большая часть потребителей уже имеет общедомовые приборы учета, количество квартирных водосчетчиков также будет увеличиваться. Повышение стоимости топлива и соответствующий рост тарифов стимулируют потребителей к экономии. Администрацией города Екатеринбурга и Правительством Свердловской области разработаны и реализуются программы энергосбережения; новые здания оборудуются индивидуальными источниками тепла, в основном газовыми котлами, соответственно, новые потребители в систему централизованного теплоснабжения не подключаются, что снижает энергоэффективность всей системы; вновь вводимые здания имеют гораздо меньшее теплопотребление. С учетом этих обстоятельств возникновение локальных дефицитов и ограничений по пропускной способности сетей можно сократить ускорением процессов энергосбережения в районах ожидаемого дефицита. Текущий и перспективный баланс тепловой энергии, включая оценку ограничений по выдаче тепловой мощности. По состоянию на 01 января 2017 года: суммарная величина тепловой нагрузки подключенных потребителей к системе централизованного теплоснабжения (СЦТ) города Екатеринбурга составляла 3747,9 Гкал/ч; установленная мощность источников в СЦТ - 5607,0 Гкал/ч; располагаемая мощность в СЦТ - 4200,7 Гкал/ч. В целом система СЦТ города Екатеринбурга не является дефицитной, однако существует ряд ограничений по покрытию тепловых нагрузок системы СЦТ, связанных с пропускной способностью тепловых сетей и дефицитом тепловой мощности отдельных источников. Глава 32. ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО МОДЕРНИЗАЦИИ СИСТЕМЫ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ Основными критериями при разработке перспективных вариантов развития схемы теплоснабжения являются: надежность теплоснабжения, качество теплоснабжения, минимизация капитальных затрат. При разработке схем теплоснабжения должны рассматриваться все возможные варианты повышения их эффективности, в том числе: оптимизация сложившихся зон теплоснабжения в целях минимизации программы мероприятий по новому строительству (изменение режимов работы тепловых сетей и источников); 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 Декабрь
|
