Анализ существующего состояния и развитие электрических сетей филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала до 2015 года на территории Свердловской области

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

Анализ существующего состояния и развитие электрических сетей филиала ОАО «ФСК ЕЭС» — МЭС Урала До 2015 года на территории Свердловской области

СОДЕРЖАНИЕ

РЕФЕРАТ

ПЕРЕЧЕНЬ ЛИСТОВ ГРАФИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ, СОКРАЩЕНИЙ

ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РЕГИОНА

1.1 Географическое положение

1.2 Климатические условия

1.3 Население

1.4 Промышленное производство по основным отраслям

2 ИСТОРИЯ СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

3 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

3.1 Характеристика электропотребления в 2008—2010 годах

3.2 Существующее состояние генерирующих источников Свердловской энергосистемы

3.3 Развитие электростанций Свердловской энергосистемы в период до 2015 года

3.4 Структура топливного баланса электростанций и котельных

4 ПРОГНОЗ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК И БАЛАНС МОЩНОСТИ

5 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ И РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 220 И 500 кВ

5.1 Серово-Богословский энергорайон

5.2 Нижнетагильский энергорайон

5.3 Западный энергорайон

5.4 Восточный энергорайон

5.5 Талицко-Артемовский энергорайон

6 РАЗРАБОТКА ВОЗМОЖНЫХ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ СЕТИ НА 2015 год

6.1 Основные принципы разработки схем развития электрических сетей

6.2 Главные схемы соединений электрических станций

6.3 Главные схемы электрических соединений подстанций

6.4 Разработка вариантов развития электрических сетей Свердловской области

6.5 Серово-Богословский энергорайон

6.6 Нижнетагильский энергорайон

6.7 Западный энергорайон

6.8 Восточный энергорайон

7 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

8 АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА

8.1 Серово-Богословский энергорайон

8.2 Нижнетагильский энергорайон

8.3 Западный энергорайон

8.4 Восточный энергорайон

8.5 Талицко-Артемовский энергорайон

9 АНАЛИЗ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ СЕТЕЙ ВОСТОЧНОГО ЭНЕРГОРАЙОНА

9.1 Основные понятия, термины, определения

9.2 Порядок расчета

9.3 Требования к устойчивости энергосистем

9.4 Определение допустимых режимов

9.5 Сравнение пропускной способности сетей 220, 500 кВ Восточного энергорайона на 2010 и 2015 гг.

10 ОКОНЧАТЕЛЬНЫЙ СМЕТНО-ФИНАНСОВЫЙ РАСЧЕТ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Баланс мощности на период до 2015 года по Восточному энергорайону

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Баланс мощности на период до 2015 года по Западному энергорайону

ПРИЛОЖЕНИЕ В

Баланс мощности на период до 2015 года по Нижнетагильскому энергорайону

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

Баланс мощности на период до 2015 года по Серово-Богословскому энергорайону

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

Баланс мощности на период до 2015 года по Талицко-Артемовскому энергорайону

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж

Баланс мощности на период до 2015 года по Свердловской энергосистеме

РЕФЕРАТ

электрическая сеть мощность

Данная дипломная работа представлена в виде пояснительной записки и графической части.

Пояснительная записка выполнена на 83 страницах.

Графическая часть представлена на 6 листах.

Тема дипломной работы: «Анализ существующего состояния и развитие электрических сетей филиала ОАО „ФСК ЕЭС“ — МЭС Урала до 2015 года на территории Свердловской области».

Предметом рассмотрения дипломной работы является разработка схемы развития электрических сетей Свердловской области на этап 2015 года.

В работе представлена общая характеристика Свердловской области, а также история развития Свердловской энергосистемы. Анализ существующего состояния и режимов работы электрических сетей является необходимым для выбора рационального пути развития. При выборе схемы развития электрических сетей рассмотрены следующие вопросы: составление перспективного баланса активной мощности, разработка двух возможных вариантов для каждого энергорайона, а также проведены технико-экономическое сравнение вариантов и составление окончательного сметно-финансового расчета. Произведен анализ пропускной способности сетей 220, 500 кВ Восточного энергорайона.

Библиогр.: 9 назв. Рис. 12. Табл. 23. Прил. 7. С. 83.

ПЕРЕЧЕНЬ ЛИСТОВ ГРАФИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

Наименование документа

Обозначение документа

Формат

Карта-схема Свердловской энергосистемы по состоянию на 2010 год

А1

Прогноз перспективных нагрузок и баланс мощности по Свердловской энергосистеме

А1

Варианты развития сетей Свердловской области

А1

Варианты развития сетей Свердловской области

А1

Однолинейная схема электрических соединений оптимального варианта

А1

Анализ пропускной способности сетей Восточного энергорайона

А1

ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ, СОКРАЩЕНИЙ

АСУ ТП — автоматизированная система управления технологическими процессами;

АТГ — автотрансформаторная группа;

АЭС — атомная электростанция;

ВЛ — воздушная линия;

ГРЭС — государственная районная электростанция;

кг.у.т. — килограмм условного топлива;

КЗ — короткое замыкание;

ЛЭП — линия электропередачи;

МО — муниципальное образование;

ОРУ — открытое распределительное устройство;

ОЭС — объединенная энергосистема;

ПА- противоаварийная автоматика;

ПП — переключательный пункт;

ПС — подстанция;

РДУ — региональное диспетчерское управление;

РПН — регулирование под напряжением;

РУ — распределительное устройство;

СН — собственные нужды;

т.у.т. — тонна условного топлива;

ТЭС — тепловая электростанция;

ТЭЦ — теплоэлектроцентраль;

ШР — шунтирующий реактор;

ЭЭC — электроэнергетическая система.

ВВЕДЕНИЕ

Целью дипломной работы является разработка рационального пути развития электроэнергетики Свердловской области, а также рекомендаций по развитию генерирующих мощностей и электрических сетей 220−500 кВ Свердловской энергосистемы с перспективой до 2015 года. За отчетный в данной работе принят 2010 год.

В данной работе выполнен анализ существующего состояния и функционирования электроэнергетики Свердловской области по основным показателям за период 2008—2010 гг. и рассмотрение возможных вариантов развития существующих сетей с учетом увеличения нагрузки и ввода/демонтажа генерирующих мощностей.

Основные разделы, которые были рассмотрены:

краткая характеристика Свердловской области;

история развития Свердловской энергосистемы;

характеристика электропотребления в 2008—2010 гг. ;

существующее состояние генерирующих источников энергосистемы;

баланс мощности в целом по Свердловской энергосистеме и по отдельным районам;

анализ режимов работы электрических сетей 220, 500 кВ на 2010 год;

разработка вариантов развития электрических сетей по энергорайонам. Варианты прорабатываются на 2015 год;

технико-экономическое сравнение вариантов;

анализ режимов работы оптимального варианта;

анализ пропускной способности сетей Восточного энергорайона.

При выполнении работы использованы: нормальная схема электрических соединений объектов электроэнергетики, входящих в операционную зону Свердловского РДУ, по состоянию на 2010 год и данные контрольных замеров на 15. 12. 2010 г. Свердловского РДУ.

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РЕГИОНА

1.1 Географическое положение

Территория Свердловской области составляет 195,0 тыс. км2.

Область расположена в центре России, на границе ее европейской и азиатской частей. На западе граничит с Пермской областью, на северо-западе — с Республикой Коми, на севере и северо-востоке — с Ханты-Мансийским автономным округом — Югрой, на востоке — c Тюменской областью, на юго-востоке — с Курганской областью, на юге — с Челябинской областью, на юго-западе — с Республикой Башкортостан.

1.2 Климатические условия

Свердловская область находится в зоне с умеренно континентальным климатом. Средняя многолетняя температура воздуха в январе составляет от -20°C на севере до -15,5°C, в июле +16,9°C. Средняя величина осадков за год составляет 350 — 400 мм на юго-востоке и 500 мм на севере, а в горных районах юго-запада превышает 500 — 600 мм.

1.3 Население

По итогам переписи 2010 г. численность населения Свердловской области составила 4297,7 тыс. чел.

Численность населения наиболее крупных городов Свердловской области по данным переписи населения 2010 г.: Екатеринбург — 1350,1 тыс. чел., Нижний Тагил — 361,9 тыс. чел., Каменск-Уральский — 174,7 тыс. чел., Первоуральск — 134,4 тыс. чел., при этом стоит отметить, что доля городского населения превышает 83%, соответственно Свердловская область является крупным промышленным, а не сельскохозяйственным регионом.

Средняя плотность населения — 22,6 чел/км2. Экономически активное население составляет 2343,3 тыс. чел. В 2010 г. уровень зарегистрированной безработицы составил 1,8%.

Возрастная структура населения: к трудоспособному относится 58% населения, моложе трудоспособного возраста — 28%, старше трудоспособного возраста — 14%.

1.4 Промышленное производство по основным отраслям

Промышленность Свердловской области представляет собой мощный многоотраслевой комплекс — один из крупнейших в России. По производственному потенциалу область занимает 5-е место среди 83 субъектов РФ.

Ведущими отраслями промышленности Свердловской области являются: черная и цветная металлургия, машиностроение и металлообработка, электроэнергетика. Их удельный вес в объеме промышленного производства составляет 83,3%. Свердловская область производит почти 100% титана, 40% меди и 17% стальных труб в стране.

Металлургический комплекс

Доминирующее положение в структуре промышленности занимает металлургический комплекс — черная и цветная металлургия. На долю предприятий чёрной и цветной металлургии приходится около половины промышленного производства Свердловской области. Наиболее крупные предприятия: ОАО «РУСАЛ — Богословский алюминиевый завод», ОАО «РУСАЛ — Уральский алюминиевый завод», ОАО «Нижнетагильский металлургический комбинат», ОАО «Первоуральский новотрубный завод», ОАО «Синарский трубный завод», ОАО «Северский трубный завод», ОАО «Уралэлектромедь».

Машиностроение и металлообработка.

На долю отрасли приходится 20,9% промышленного производства.

В структуре машиностроительного комплекса Свердловской области наибольший удельный вес в объёме производства занимают:

тяжёлое, энергетическое и горное машиностроение;

электротехническая промышленность и приборостроение;

транспортное машиностроение;

нефтегазовое и химическое машиностроение.

Среди машиностроительных отраслей преобладает «тяжёлый ВПК» (производство бронетанковой техники и боеприпасов), а также тяжёлое индивидуальное машиностроение: грузовые автомобили, вагоны, магистральные, экскаваторы, кузнечно-прессовые машины, силовые трансформаторы, дизели и дизель-генераторы, паровые и газовые турбины, крупные электромашины, нефтепромысловое и буровое оборудование, электродвигатели. Среди крупных предприятий этого направления стоит отметить

Мировую известность имеют предприятия: ОАО «Уралмаш», ОАО «Уралэлектротяжмаш», ФГУП «Уралвагонзавод», ОАО «Уралхиммаш», ОАО «Пневмостроймашина», «Уральский химкомбинат», ФГУП «Комбинат „Электрохимприбор“». Уникальное высокотехнологическое оборудование с маркой уральских предприятий установлено на ведущих металлургических, нефтехимических и машиностроительных заводах страны.

Электроэнергетика

На долю отрасли приходится 11,4% промышленного производства, при этом большая часть приходится на собственные нужды электростанций (порядка 8%). На территории области находится 19 электростанций. Наиболее крупными электростанциями являются: Рефтинская ГРЭС — 3800 МВт, Верхнетагильская ГРЭС — 1497 МВт, Среднеуральская ГРЭС — 1181,5 МВт.

Производство и распределение электрической и тепловой энергии в Свердловской области осуществляют 78 крупных и средних предприятий, базовыми из которых являются акционерные общества «ТГК-9», «ОГК-5», «ОГК-2», «ОГК-1», ОАО «Свердловэнерго», «Екатеринбургская электросетевая компания «.

Внутреннее потребление региона полностью удовлетворяется за счёт собственных источников электроэнергии.

Отраслевая структура промышленного производства в 2010 году приведена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 — Отраслевая структура промышленного производства в 2010 году

Примечание — В категорию прочая промышленность включены следующие категории: топливная; химическая и нефтехимия; лесная, деревообрабатывающая и целлюлозно-бумажная; легкая промышленность в силу их небольшой доли в структуре промышленного производства Свердловской области.

2. ИСТОРИЯ СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

Свердловская энергосистема входит в состав ОЭС Урала, является крупнейшей после Тюменской энергосистемы по электропотреблению и электрическим нагрузкам.

Электрификация Екатеринбурга началась еще до октябрьской революции.

Приказом народного комиссара электростанций СССР № 55 от 15 июля 1942 года для улучшения руководства электростанциями Урала Уральская энергосистема Главвостокэнерго была разделена на три самостоятельные энергосистемы: Молотовскую (ныне Пермскую), Свердловскую, Челябинскую.

В административное подчинение Свердловэнерго вошли: Среднеуральская ГРЭС, Егоршинская, Кушвинская и Свердловская электростанции; также его диспетчеру были подчинены Красногорская теплоэлектроцентраль, ТЭЦ Уралмаша, Нижнетагильского металлургического, Турбомоторного и Уральского вагонного заводов.

1947 год. Правительство приняло развернутую программу развития энергетики Урала. Это определило появление и развитие сетей напряжением 220 и 500 кВ.

20 октября 1948 года. Начато строительство Нижнетуринской ГРЭС.

1949 год. Завершено строительство первой очереди Среднеуральской ГРЭС мощностью 234 МВт: 8 котлов и 5 турбоагрегатов (строительство станции было начато еще в 1931 году).

20 декабря 1950 года. Дала ток Нижнетуринская ГРЭС — первая на Урале станция высокого давления.

13 февраля 1952 года. Начато строительство Серовской ГРЭС.

26 июня 1954 года. Пущен первый блок мощностью 50 МВт на Серовской ГРЭС.

Декабрь 1954 года. Введена в строй первая на Урале ЛЭП-220 Нижнетуринская ГРЭС- подстанция «Южная».

1955 год. Начато сжигание экибастузского угля.

Красногорская и Среднеуральская электростанции впервые в энергетике начали переходить с бурых углей Богословского и Челябинского месторождений на привозной экибастузский уголь.

Май 1956 года. Пущен первый турбогенератор мощностью 100 МВт на Серовской ГРЭС.

Май 1959 года. На подстанцию «Южная» впервые подано напряжение 500 кВ.

1960 год. Принято решение о дальнейшем расширении Среднеуральской ГРЭС для обеспечения теплом Свердловска.

1962 год. Введена теплотрасса Среднеуральская ГРЭС — Свердловск.

6 декабря 1963 года. Приказом Минэнерго № 163 от 6 декабря 1963 года в состав Свердловэнерго включены Тюменские электрические сети и сельские сети Свердловской области.

9 января 1964 года. Начато строительство Рефтинской ГРЭС.

15 декабря 1964 года. Достигла проектной мощности 1600 МВт Верхнетагильская ГРЭС. За год введено в строй три блока мощностью 200 МВт каждый.

1965 год. Пущена Качканарская ТЭЦ.

Открытие Западно-Сургутского, Шаимского, Правдинского, Мамонтовского и других крупных месторождений нефти и газа дало мощный толчок к развитию электроэнергетики на Тюменской земле. Без электроэнергетики невозможно было бы осуществить добычу нефти и ее транспорт в тех громадных объемах, на которые указывали геологические открытия. Подстанции и линии электропередачи строили в крайне тяжелых условиях из-за полного отсутствия дорог и заболоченности местности.

Начало освоения Тюмени стало мощным толчком для развития электроэнергетики и поспособствовало строительству линий электропередач 220 кВ в Западную Сибирь.

22 декабря 1969 года. Достигла проектной мощности Первоуральская ТЭЦ.

Декабрь 1970 года. Пущен первый энергоблок мощностью 300 МВт на Рефтинской ГРЭС. Каждый последующий год вводится по блоку в 300−500 МВт вплоть до выхода станции на проектную мощность в 1980 году.

Декабрь 1972 года. Введены ВЛ-500 кВ Рефтинская ГРЭС — Тюмень и Рефтинская ГРЭС — подстанция «Южная».

22 декабря 1969 года. Достигла проектной мощности Первоуральская ТЭЦ.

3 мая 1979 года. Из состава Свердловэнерго выделена самостоятельная система «Тюменьэнерго».

1980 год. Специалисты энергосистемы, одни из первых в стране, внедрили диагностику состояния электрооборудования без вывода его из работы.

Декабрь 1980 года. Рефтинская ГРЭС вышла на проектную мощность 3800 МВт.

Июль 1982 года. Выработан триллионный киловатт-час электроэнергии.

22 декабря 1982 года. Пущен первый турбогенератор Ново-Свердловской ТЭЦ.

1986 год. Впервые в Западных электрических сетях проведена работа на ЛЭП-500 без снятия напряжения.

Июнь 1987 года. Ново-Свердловская ТЭЦ пущена на полную мощность.

15 февраля 1993 года. Зарегистрировано А О «Свердловэнерго». Переданы в собственность РАО «ЕЭС России» и взяты в аренду Свердловэнерго три электростанции: Рефтинская ГРЭС, Среднеуральская ГРЭС и Верхнетагильская ГРЭС.

1997 год. Впервые в стране на блоке Рефтинской ГРЭС мощностью 500 МВт внедрена автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) на базе современных средств вычислительной техники.

3. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

3.1 Характеристика электропотребления в 2008—2010 годах

Свердловская энергосистема является второй по величине электрической нагрузки и генерации из энергосистем Уральского региона после Тюменской.

Электропотребление Свердловской области в 2010 году составило 44,714 млрд. кВт.ч.

Период 2008 — 2010 г. г. характеризуется разнонаправленной динамикой спроса на электроэнергию и электрическую мощность, а именно: снижением спроса в 2008 — 2009 г. г. и частичным его возвратом в 2010 г.

По итогам 2010 г. спрос на электроэнергию и электрическую мощность в Свердловской энергосистеме был ниже уровня 2008 года на 2,995 млрд. кВт.ч. или на 6,3%, а максимум электрической нагрузки — на 394 МВТ или на 5,6%, то есть докризисный уровень потребления электроэнергии достигнут не был.

В территориальном разрезе снижение спроса на электроэнергию и электрическую мощность в 2009 г. и его рост в 2010 г. определяли Серово — Богословский, Восточный и Нижнетагильский энергорайоны. За рассматриваемый отчетный период снижения спроса не наблюдалось только в МО «г. Екатеринбург».

Снижение спроса в 2009 г. определяла группа крупных потребителей, что объясняется снижением объемов производства во время экономического кризиса, а рост спроса в 2010 г. — группа прочих потребителей

К числу крупных потребителей Свердловской области отнесены 65 предприятий.

В группе крупных потребителей изменения в спросе на электроэнергию определяли в основном предприятия цветной металлургии.

В цветной металлургии к наиболее крупным предприятиям относятся: ОАО «РУСАЛ-БАЗ», ОАО «РУСАЛ-УАЗ», ОАО «Корпорация ВСМПО-АВИСМА», ОАО «Среднеуральский медеплавильный завод», ОАО «Севуралбокситруда», ОАО «Уралэлектромедь», ОАО «Каменск — Уральский металлургический завод», ОАО «Святогор», в черной металлургии — десять предприятий: ОАО «Качканарский ГОК „Ванадий“», ОАО «Нижнетагильский металлургический комбинат», ЗАО «Ревдинский метизно-металлургический завод», ОАО «Серовский завод ферросплавов», ООО «ВИЗ-сталь», ОАО «Металлургический завод им. А.К. Серова», ОАО «Первоуральский новотрубный завод», ОАО «Северский трубный завод», ОАО «Высокогорский ГОК», ОАО «Синарский трубный завод».

Из 65 крупных потребителей семь предприятий определяли 84%, а два из них — ОАО «РУСАЛ-БАЗ» и ОАО «РУСАЛ-УАЗ» — 62% от величины снижения спроса на электроэнергию в целом по крупным предприятиям.

В таблице 3.1 приведен перечень предприятий, определивших снижение электропотребления в 2009 году.

Таблица 3.1 — Потребители, определившие снижение электропотребления Свердловской энергосистемы в 2009 году

Потребители

Электропотребление, млн. кВт. ч

Прирост (+), снижение (-) электропотребления, млн. кВт. ч

2008

2009

2010

2009

2010

Крупные потребители

24 578

20 525

21 342

-4053

817

ОАО «РУСАЛ-БАЗ»

3731

2560

1821

-1171

-739

ОАО «Металлургический завод им. Серова»

485

380

465

-105

85

ОАО «Серовский ферросплавный завод»

1251

751

1352

-500

601

ОАО «СУАЛ-УАЗ»

2883

1540

1437

-1343

-103

ОАО «Нижнетагильский металлургический комбинат» (НТМК)

1552

1300

1300

-252

0

ОАО «Качканарский ГОК „Ванадий“»

1753

1850

1850

97

0

ОАО «Корпорация ВСМПО-АВИСМА»

678

567

597

-111

30

Итого

12 333

8948

8822

-3385

-126

В 2010 г. рост электропотребления определяли группа прочих потребителей и отдельные крупные предприятия черной металлургии.

Основные показатели работы Свердловской энергосистемы в составе ОЭС Урала представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 — Основные показатели работы Свердловской энергосистемы

Наименование

Установленная мощность электростанций на 01. 01. 2011, МВт

Собственный максимум электрической нагрузки, МВт

Выработка электроэнергии, млн. кВТ. ч

Потребление электроэнергии, млн. кВт. ч

ОЭС Урала

43 285,32

35 927

250 471

248 730,5

Свердловская энергосистема:

в МВТ

9212,9

6367

52 092

44 713,9

в процентах от показателей ОЭС Урала

21,3

17,7

20,8

18

Таким образом, доля Свердловской энергосистемы в суммарном электропотреблении ОЭС Урала составляет в настоящее время 18%.

Установленная мощность электрических станций энергосистемы составляет 9212,9 МВт. Электрическая нагрузка по данным контрольных замеров на 2010 год в минимальном режиме составила 6367 МВт, а рабочая мощность ЭС — 7478 МВт. Таким образом, Свердловская энергосистема относится к избыточным энергосистемам ОЭС Урала. Покрытие электрических нагрузок потребителей Свердловской энергосистемы практически полностью осуществляется от расположенных на ее территории электростанций по сетям 500, 220, 110 кВ. Она имеет развитые электрические связи с Курганской, Пермской, Тюменской и Челябинской энергосистемами ОЭС Урала:

с Тюменской энергосистемой: по ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС — Тюмень, по ВЛ 220 кВ Тавда — Тюмень и по шести ВЛ 110 кВ;

с Челябинской энергосистемой: по ВЛ 500кВ Рефтинская ГРЭС — Козырево, Южная — Шагол, по ВЛ 220 кВ Каменская — Кунашак, Белоярская АЭС — Мраморная и по двум ВЛ 110 кВ;

с Пермской энергосистемой: по ВЛ 500 кВ Емелино — Воткинская ГЭС, Тагил — Калино, Северная — БАЗ по ВЛ 220 кВ Красноуфимская — Ирень, Партизанская — Ирень, Качканар — Цемент и по пяти ВЛ 110 кВ;

с Курганской энергосистемой: по ВЛ 220 кВ Каменская- Высокая и по двум ВЛ 110 кВ.

По данным линиям осуществляются балансовые перетоки мощности и электроэнергии, в частности, в отчетном 2010 году из Свердловской энергосистемы в дефицитные энергорайоны Челябинской области было передано 1226,5 МВт и Курганской — 42,6 МВт. Также через избыточную Пермскую энергосистему осуществляется передача мощности и энергии в Центральную часть России. Из Тюмени осуществляется передача 192 МВт мощности.

Электроэнергетический комплекс Свердловской области характеризуется следующими особенностями:

наличие значительной доли электростанций, работающих в базовой части графика нагрузок (атомные и ТЭЦ);

избыточный баланс электрической энергии и мощности энергосистемы;

развитые межсистемные связи, обеспечивающие возможность выдачи избыточной мощности в соседние энергосистемы (Курганскую, Челябинскую);

системообразующая сеть и развитый сетевой комплекс, в основном обеспечивают устойчивые связи и надёжное электроснабжение потребителей;

наличие локальных дефицитных энергорайонов, а именно район г. Екатеринбург, Нижнетагильский и Серово-Богословский энергорайоны.

3.2 Существующее состояние генерирующих источников Свердловской энергосистемы

Суммарная установленная мощность электростанций Свердловской энергосистемы на 01. 01. 2010 г. составила 9212,9 МВт, или 21,3% от установленной мощности электростанций ОЭС Урала.

На территории Свердловской области действуют электростанции, принадлежащие следующим компаниям: ОАО «Росэнергоатом», ОАО «ОГК-1», ОАО «ОГК-2», ОАО «Энел ОГК-5», ОАО «ТГК-9», ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго». Данные по электростанциям Свердловской области представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 — Установленная мощность электростанций Свердловской области

Наименование

Установленная мощность на 01. 01. 2010, МВт

Место расположения

Электростанции ОГК:

Верхнетагильская ГРЭС

1497

Г. Верхний Тагил

Серовская ГРЭС

538

г. Серов

Рефтинская ГРЭС

3800

пос. Рефтинский

Среднеуральская ГРЭС

1181,5

г. Среднеуральск

Всего

7016,5

Электростанции ТГК, всего

1219,5

в том числе:

ОАО «ТГК-9"(Свердловский филиал)

1219,5

Ново-Свердловская ТЭЦ

550

г. Екатеринбург

Нижнетуринская ГРЭС

284

г. Нижняя Тура

Богословская ТЭЦ

135,5

г. Краснотурьинск

Красногорская ТЭЦ

121

г. Каменск-Уральский

Качканарская ТЭЦ

50

г. Качканар

Свердловская ТЭЦ

36

г. Екатеринбург

Первоуральская ТЭЦ

36

г. Первоуральск

Верхотурская ГЭС

7

Верхотурский район (р. Тура)

Блокстанции, всего

376,9

в том числе:

ТЭЦ ОАО «Нижнетагильский металлургический комбинат»

149,9

г. Нижний Тагил

ТЭЦ ВИЗ

75

г. Екатеринбург

ТЭЦ ФГУП «Уралвагонзавод»

128

г. Нижний Тагил

ТЭЦ Уральского завода тяжелого машиностроения

24

г. Екатеринбург

ОАО «Концерн Росэнергоатом»

600

Белоярская АЭС

600

пос. Заречный

Итого по Свердловской энергосистеме

9212,9

Основную долю в общей структуре генерирующих мощностей составляют тепловые электростанции — 89% от установленной мощности. Структура генерирующих мощностей представлена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 — Структура генерирующих мощностей

Основное генерирующее оборудование электростанций ОЭС Урала характеризуется значительным физическим и моральным износом (более 60% основного оборудования отработало нормативный ресурс).

На электростанциях Свердловской энергосистемы около половины оборудования (41,5% или 4182 МВт) было введено в период 1971 — 1980 гг., 28,5% - в период 1961 — 1970 гг. и примерно 20% (1817,5 МВт) — более пятидесяти лет назад (до 1960 года). В таблице 3.4 приведена возрастная структура оборудования электростанций Свердловской области.

Таблица 3.4 — Возрастная структура оборудования электростанций Свердловской области.

Наименование

Всего, МВт

до 1960 г.

1961−1970 гг.

1971−1980 гг.

1981−1990 гг.

1991−2000 гг.

2001 -2009 гг.

Верхотурская ГЭС

гидроагрегат

7,0

7,0

Белоярская АЭС

3 БН-600

600,0

600,0

Верхнетагильская ГРЭС

1 Т-88−90

88,0

88,0

2 Т-88−90

88,0

88,0

3 Т-88−90

88,0

88,0

4 Т-88−90

88,0

88,0

5 К-100−90

100,0

100,0

6 К-100−90

100,0

100,0

7 К-165−130

165,0

165,0

8 К-165−130

165,0

165,0

9 К-205−130

205,0

205,0

10 К-205−130

205,0

205,0

11 К-205−130

205,0

205,0

Всего по станции

1497,0

552,0

945,0

Рефтинская ГРЭС

1 К-300−240

300,0

300,0

2 К-300−240

300,0

300,0

3 К-300−240

300,0

300,0

4 К-300−240

300,0

300,0

5 К-300−240

300,0

300,0

6 К-300−240

300,0

300,0

7 К-500−240

500,0

500,0

8 К-500−240

500,0

500,0

9 К-500−240

500,0

500,0

10 К-500−240

500,0

500,0

Всего по станции

3800,0

300,0

3500,0

Серовская ГРЭС

1 К-50−90

50,0

50,0

2 К-50−90

50,0

50,0

4 К-50−90

50,0

50,0

5 Т-88−90

88,0

88,0

6 К-100−90

100,0

100,0

7 К-100−90

100,0

100,0

8 К-100−90

100,0

100,0

Всего по станции

538,0

538,0

Среднеуральская ГРЭС

1 Р-16−29

16,0

16,0

2 ПР-46−29

46,0

46,0

5 Р-16−29

16,0

16,0

6 Т-100−130

100,0

100,0

7 Т-100−130

100,0

100,0

8 Р-38−130

38,0

38,0

9 К-300−240

300,0

300,0

10 Т-277−240

277,0

277,0

11 Т-277−240

277,0

277,0

13 ГТ-12

11,5

11,5

Всего по станции

1181,5

78,0

1092,0

11,5

Нижнетуринская ГРЭС

4 Р-10−130

10,0

10,0

5 Р-10−130

10,0

10,0

8 Т-88−90

88,0

88,0

9 Т-88−90

88,0

88,0

10 Т-88−90

88,0

88,0

Всего по станции

284,0

284,0

Качканарская ТЭЦ

1 ПР-25−90

25,0

25,0

2 ПР-25−90

25,0

25,0

Всего по станции

50,0

50,0

Первоуральская ТЭЦ

1 ПР-12−35

12,0

12,0

2 Р-6−35

6,0

6,0

3 Р-6−35

6,0

6,0

4 Р-6−35

6,0

6,0

5 ПР-6−29

6,0

6,0

Всего по станции

36,0

12,0

24,0

Свердловская ТЭЦ

2 ПР-12−29

12,0

12,0

3 ПР-12−29

12,0

12,0

5 ПР-12−29

12,0

12,0

Всего по станции

36,0

24,0

12,0

Красногорская ТЭЦ

1 Р-14−29

14,0

14,0

2 Р-17−29

17,0

17,0

4 Р-14−29

14,0

14,0

5 Р-14−29

14,0

14,0

6 Т-25−29

25,0

25,0

9 Р-17−29

17,0

17,0

10 Р-20−29

20,0

20,0

Всего по станции

121,0

121,0

Богословская ТЭЦ

1 Р-20−29

20,0

20,0

2 Р-20−29

20,0

20,0

3 Р-10−29

10,0

10,0

4 Р-21−29

21,0

21,0

6 Т-33−29

33,0

33,0

7 Р-20−29

20,0

20,0

8 Р-6−29

6,0

6,0

9 Р-6−29

5,5

5,5

Всего по станции

135,5

135,5

Ново-Свердловская ТЭЦ

1 Т-110−130

110,0

110,0

2 Т-110−130

110,0

110,0

3 Т-110−130

110,0

110,0

4 Т-110−130

110,0

110,0

5 Т-110−130

110,0

110,0

Всего по станции

550,0

550,0

ТЭЦ Нижнетагильского металлургического комбината

1 ПТ-29−29

29,0

29,0

3 ПТ-30−29

30,0

30,0

4 Р-12−29

11,5

11,5

5 Р-12−90

12,0

12,0

6П-30−90

30,0

30,0

7 ПТ-12−35

12,0

12,0

21 Р-7−29

6,7

6,7

22 Р-7−29

6,7

6,7

23 Р-12−90

12,0

12,0

Всего по станции

149,9

12,0

137,9

ТЭЦ Уралвагонзавода

2 Т-17−29

17,0

17,0

3 Т-20−29

20,0

20,0

4 П-24−29

24,0

24,0

5 Р-20−90

20,0

20,0

6 Р-17−90

17,0

17,0

7 ПТ-30−90

30,0

30,0

Всего по станции

128,0

61,0

20,0

47,0

ТЭЦ Уральского завода тяжелого машиностроения

1 Т-12−35

12,0

12,0

2 Р-6−35

6,0

6,0

3 Р-6−35

6,0

6,0

Всего по станции

24,0

12,0

12,0

ТЭЦ ВИЗ

1 ПТ-25−90

25,0

25,0

2 ПР-25−90

25,0

25,0

3 ПР-25−90

25,0

25,0

Всего по станции

75,0

75,0

ИТОГО:

Свердловская область

9212,9

1817,5

2455,0

4182,0

597,0

12,0

149,4

АЭС

600,0

600,0

ГЭС

7,0

7,0

ТЭС

8605,9

1817,5

2455,0

3575,0

597,0

12,0

149,4

Доля, %

100%

21,2%

28,5%

41,5%

6,9%

0,2%

1,7%

Основными проблемами генерации Свердловской энергосистемы в настоящее время являются:

высокий физический износ оборудования действующих электростанций и, как следствие, рост аварийных остановов энергоблоков и продолжительные простои оборудования в ремонте;

рост потребности в электрической мощности в районах с изношенными электростанциями;

наличие проблемных энергоузлов, таких как Серово-Богословский, Каменск-Уральский, г. Екатеринбург, Первоуральско-Ревдинский, электроснабжение которых остается напряженным на протяжении последних лет.

Из-за недостатка инвестиционных ресурсов для финансирования капитального строительства в электроэнергетике в Свердловской энергосистеме долгое время не вводились новые генерирующие мощности, не решались вопросы реконструкции и расширения действующих электростанций, особенно таких изношенных, как Богословская ТЭЦ, Красногорская ТЭЦ и Серовская ГРЭС.

Ниже приводится краткая характеристика электростанций Свердловской области.

Рефтинская ГРЭС

Рефтинская ГРЭС является самым крупным энергоисточником в Свердловской энергосистеме, установленная электрическая мощность — 3800 МВт. Энергоблоки Рефтинской ГРЭС вводились в эксплуатацию с 1970 по 1980 гг. Рефтинская ГРЭС работает на экибастузском угле из Республики Казахстан.

На рассматриваемый период до 2015 года ввода новых генерирующих мощностей не предусмотрено.

Среднеуральская ГРЭС

Среднеуральская ГРЭС строилась, начиная с 30-х годов, последний блок ст. № 11 К-300−240 введен в 1970 году. Среднеуральская ГРЭС является основным источником теплоснабжения г. Екатеринбурга. Основное оборудование первой очереди работает с 1936—1946 гг. и частично демонтировано.

С целью повышения выработки электроэнергии на тепловом потреблении за время эксплуатации электростанции две турбины конденсационного типа переведены в теплофикационный режим. В 2002 году введена ГТРС (газотурбинная расширительная станция), на которой установлена газовая утилизационная турбина ТГУ- 11.

В данной работе рассматривается ввод нового пылеугольного блока мощностью 410 МВт, который был произведен в 2011 году.

Серовская ГРЭС

Серовская ГРЭС сооружена в 1951—1966 гг. Установленная электрическая мощность 538 МВт. Серовская ГРЭС расположена в дефицитном Серово-Богословском энергорайоне. Из-за старения основного оборудования в настоящее время загрузка электростанции ниже располагаемой мощности.

В данной работе предусматривается расширение Серовской ГРЭС новым энергоблоком 420 МВТ в 2014 году и демонтаж существующих энергоблоков суммарной мощностью 150 МВт.

Нижнетуринская ГРЭС

Нижнетуринская ГРЭС является источником электроснабжения Нижнетуринского промузла и основным источником теплоснабжения г. Нижняя Тура и г. Лесного.

Электростанция введена в эксплуатацию в 1957 году. Установленная мощность на 2010 год составила 284 МВт.

На рассматриваемый период до 2015 года предусматривается ввод 10 МВт новой мощности.

Богословская ТЭЦ

Богословская ТЭЦ, установленной мощностью 135,5 МВт, расположена в г. Краснотурьинск и является источником централизованного тепло- и пароснабжения Богословского алюминиевого завода и теплофикационных нагрузок города. На Богословской ТЭЦ установлено оборудование выпуска сороковых и пятидесятых годов прошлого столетия. В данной работе предусмотрен демонтаж суммарным объемом 67 МВт.

Ввиду того, что Богословская ТЭЦ находится в дефицитном Серово — Богословском узле и, учитывая, что ОАО «РУСАЛ-БАЗ» планирует серьезное расширение производства, а соответственно и рост нагрузки, требуется решать задачу по сооружению новой электростанции. Ввод в работу Ново-Богословской ТЭЦ, установленной мощностью 230 МВт, планируется в 2015 году.

Белоярская АЭС

Белоярская атомная электростанция (БАЭС) расположена в 30 км от г. Екатеринбурга. На БАЭС эксплуатируется энергоблок № 3 с реактором на быстрых нейтронах (БН-600) мощностью 600 МВт, который введен в эксплуатацию в 1980 году, срок службы продлен до 2025 года.

В настоящее время ведется строительство энергоблока № 4 мощностью 880 МВт (БН-880), ввод которого по данным концерна «Росэнергоатом» намечается в 2014 году.

Развитие Белоярской АЭС достаточно актуально, так как она находится в топливодефицитной Свердловской области.

3.3 Развитие электростанций Свердловской энергосистемы в период до 2015 года

В данной работе к рассмотрению принят расчетный вариант, предусматривающий минимальные объемы вводов генерирующих мощностей, так как практика показывает, что он в большинстве случаев является наиболее вероятным, и увеличение мощностей электростанций часто осуществляется с опозданием от указанных сроков.

Суммарный объем ввода мощности на электростанциях Свердловской энергосистемы оценивается величиной 2034 МВт, а демонтажа — 242 МВт.

Следует отметить, что реализация рассматриваемого объема ввода нового и вывода из эксплуатации существующего генерирующего оборудования не может обеспечить полного обновления мощности тепловых электростанций. В Свердловской энергосистеме имеется потенциал по дополнительному выводу из эксплуатации неэффективного оборудования, введенного более пятидесяти лет назад. Данное оборудование не может быть выведено из работы без замены, так как работает в основном в теплофикационном режиме и обеспечивает электроснабжение конкретных энергоузлов или крупных промышленных потребителей.

В таблице 3.5 представлены вводы мощности на электростанциях Свердловской области в период с 2010 по 2015 год.

Таблица 3.5 — Вводы генерирующей мощности на электростанциях Свердловской энергосистемы на период до 2015 г.

Наименование электростанции

2010−2015 г

Год ввода

Мощность, МВт

Ревдинская ГТ-ТЭЦ-1

2011

36

Ревдинская ГТ-ТЭЦ-2

2012

36

ТЭЦ ОАО «Синарский трубный

завод"

2014

12

Серовская ГРЭС

2014

420

Среднеуральская ГРЭС

2011

410

Нижнетуринская ГРЭС

2010

10

Ново-Богословская ТЭЦ

2015

230

Белоярская АЭС

2014

880

На настоящий момент в ходе реализации инвестпрограммы ОАО «Энел ОГК-5» в 2011 году был осуществлен ввод парогазового энергоблока мощностью 410 МВт на Среднеуральской ГРЭС и 36 МВт на Ревдинской ГТ-ТЭЦ.

В таблице 3.6 представлен объем демонтируемой мощности на электростанциях Свердловской области в период с 2010 по 2015 год.

Таблица 3.6 — Демонтаж генерирующей мощности.

2010−2015 г

Год

Мощность, МВт

Богословская ТЭЦ

2010, 2015

21, 46

Серовская ГРЭС

2015

150

ОАО «Концерн Уралметпром ТЭЦ»

2010

25

3.4 Структура топливного баланса электростанций и котельных

Достигнутый уровень производства электроэнергии на электростанциях Свердловской области — 52,1 млрд. кВтч (в том числе 4,1 млрд. кВтч на АЭС). Кроме того, на электростанциях вырабатывается более 56% тепловой энергии, производимой в области (36 млн. Гкал). При этом производство тепла котельными составляет 28 млн. Гкал, для чего используется 3,9 млн. т.у.т. газа, 325,4 тыс. т.у.т. угля и 358,8 тыс. т.у.т. продуктов переработки нефти.

Достигнутый объем потребления органического топлива в Свердловской области составляет 47 млн. т.у.т., в том числе электростанциями области потребляется свыше 22 млн. т.у.т., топливный эквивалент энергоресурсов АЭС — 1,4 млн т.у.т., что составляет 6% в топливном балансе электростанций области. На производство электроэнергии израсходовано 16,06 млн т.у.т. органического топлива.

Структура органического топлива, используемого при выработке электроэнергии тепловыми электростанциями Свердловской области, составляет: газ — 46%, уголь — 53%, мазут — 1%.

Структура топлива, используемого на производство тепла тепловыми электростанциями Свердловской области, составляет: газ — 83%, уголь — 12%, продукты переработки нефти — 2%, прочее — 3%

Общая структура топливного баланса электростанций области с учетом топливного коэффициента АЭС составляет: газ — 50%, уголь — 41%, продукты переработки нефти — 0,5%, ядерное топливо — 6%, прочее — 2,5%.

Структура топлива, потребляемого котельными, составляет: газ — 85%, уголь — 7%, продукты переработки нефти — 8%

Удельный расход топлива на отпущенный кВтч составил 358,7 грамм условного топлива.

Удельный расход топлива на отпущенную Гкал электростанциями составляет 164,4 кг.у.т., котельными 168,1 кг.у.т.

Наименее экономичными являются:

Серовская ГРЭС — 463,6 г. у.т. на кВтч, 177,9 кг.у.т. на Гкал;

Нижнетуринская ГРЭС — 409,4 г. у.т. на кВтч, 165,1 кг.у.т. на Гкал;

Богословская ТЭЦ — 537,9 г. у.т. на кВтч, 153,3. кг.у.т. на Ккал;

Красногорская ТЭЦ — 505,1 г. у.т. на кВтч, 157,6 кг.у.т. на Гкал.

Основной угольной базой для электростанций Свердловской области является Экибастузский бассейн (Казахстан, Павлодарская область). Природный газ поступает из Западной Сибири.

4. ПРОГНОЗ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК И БАЛАНС МОЩНОСТИ

Первым этапом разработки вариантов развития сетей является составление баланса активной мощности заданной энергосистемы. Назначение баланса — выявление типа проектируемой энергосистемы (дефицитная, сбалансированная, избыточная), а также определение прогнозных уровней нагрузки и генерации, знание которых необходимо для составления расчетной модели 2015 года.

При прогнозировании электрических нагрузок на 2011 — 2015 г. г. отдельно учитывался рост нагрузок по крупным предприятиям, согласно полученным заявкам, и отдельно с учетом коэффициента по прочим промышленным предприятиям и коммунально-бытовому хозяйству.

Использование коэффициента позволяет приблизительно учесть увеличение нагрузки коммунально-бытового сектора и ввод нового производства небольшой мощности в сети 6−10 кВ, который остается вне поля зрения ОАО «ФСК ЕЭС — МЭС Урала».

Несмотря на то, что, как известно, Свердловская энергосистема является в целом избыточной, в различных энергорайонах ситуация складывается по-разному. Начнем анализ с рассмотрения балансовой ситуации в каждом из пяти энергорайонов, находящихся на территории Свердловской области.

В приложениях, А — Д приводятся балансы мощности и прогноз электрических нагрузок по каждому из энергорайонов на период до 2015 года.

Восточный энергорайон является избыточным, избытки мощности которого предаются в дефицитные районы Свердловской энергосистемы. На территории данного энергорайона находится самая крупная в Свердловской энергосистеме электростанция — Рефтинская ГРЭС установленной мощностью 3800 МВт, схема выдачи которой осуществляется на напряжении 220 и 500 кВ, а также Красногорская ТЭЦ установленной мощностью 121 МВт и единственная в области атомная электростанция — Белоярская АЭС (600 МВт). Кроме того, в 2014 году планируется расширение Белоярской АЭС на 880 МВт, которое является наиболее значительным вводом генерирующей мощности за рассматриваемый период.

В отчетном 2012 году баланс мощности по Восточному энергорайону в день контрольного замера при максимальной нагрузке потребителей 994 МВт и генерации электростанций 3832 МВт сложился с избытком 2838 МВт. К 2015 году избыток согласно прогнозу составит 3603,9 МВт. Увеличение избытка объясняется строительством и вводом в эксплуатацию Белоярской АЭС-2.

В состав Восточного энергорайона входит Каменск-Уральский энергоузел, который в настоящее время является дефицитным. Доля в покрытии электрической нагрузки Каменск-Уральского энергоузла от Красногорской ТЭЦ в день контрольного замера составила 17,8%. Дефицит мощности энергоузла оценивается величиной 318 МВт. С учетом планируемого с 2013 года значительного расширения производства на Каменск-Уральском металлургическом заводе, вопрос об электроснабжении данного энергоузла встает достаточно остро.

Баланс мощности и прогноз перспективных нагрузок по Восточному энергорайону представлены в приложении А.

За исключением Восточного, все остальные энергорайоны Свердловской области дефицитны в разной степени.

Баланс мощности Западного энергоузла складывается с дефицитом мощности от 974 МВт в 2010 году до 852,3 МВт, то есть остается практически неизменным. Это объясняется тем, что, несмотря на ввод новых генерирующих мощностей на Среднеуральской ГРЭС, мощности электростанций недостаточно для покрытия больших потребностей в электроэнергии такого крупного и быстроразвивающегося города, как Екатеринбург. Для покрытия дефицита мощности в Западном энергорайоне необходимы вводы дополнительной генерации. Таким источником генерации может быть Академическая ТЭЦ и Демидовская ТЭС, вводы которых планируются в более поздние сроки и в данной работе не рассматривается.

Баланс мощности и прогноз перспективных нагрузок по Западному энергорайону представлены в приложении Б.

Нижнетагильский энергорайон Свердловской энергосистемы является крупным промышленным узлом, на территории которого располагаются такие крупные предприятия, как ФГУП «Уралвагонзавод», ОАО «Нижнетагильский металлургический комбинат», ОАО «Корпорация ВСМПО-АВИСМА», ОАО «Качканарский ГОК „Ванадий“».

В прогнозный период на данных предприятиях не намечается значительного роста электрических нагрузок. Однако, начиная с 2013 года, планируется ввод нового производства Титановая долина, нагрузка которой составляет от 11 МВт в 2013 году до 153 МВт в 2015. Ввод данного производства обуславливает значительный прирост электрической нагрузки в целом по Нижнетагильскому энергоузлу.

В течение рассматриваемого периода генерация остается на уровне отчетного 2010 года: ввода либо демонтажа генерирующей мощности не планируется.

Так как в период 2010 — 2015 г. г. электрическая нагрузка увеличивается при неизменной генерации, дефицит Нижнетагильского энергорайона изменяется от 82 МВт в 2010 году до 368 МВт в 2015.

Баланс мощности и прогноз перспективных нагрузок по Нижнетагильскому энергорайону представлены в приложении В.

Электрическая нагрузка Серово-Богословского энергорайона в отчетном 2010 году составила 1069 МВт. В период до 2015 года ожидается рост нагрузки до 1217,4 МВт. Основной рост потребности в электрической мощности определяется промышленными предприятиями, такими как ОАО «РУСАЛ-БАЗ» и ОАО «Металлургический завод им. А.К. Серова»

Вопрос по обеспечению надежного электроснабжения данного энергорайона, в котором сосредоточены промышленные предприятия, имеющие высокую концентрацию и значимость выпускаемой продукции, стоит особо остро.

В 2011 году был произведен ввод ВЛ 500 кВ Северная — БАЗ с установкой второй автотрансформаторной группы (АТГ 500/220 кВ) мощностью 501 МВА на ПС 500 кВ БАЗ, что позволило получить в дефицитный Серово-Богословский энергорайон дополнительную мощность и повысить надежность электроснабжения потребителей энергорайона. На Серовской ГРЭС предусматривается расширение угольным энергоблокам мощностью 420 МВТ, ввод которого намечается на 2014 год. В 2015 году планируется ввод в эксплуатацию Ново-Богословской ТЭЦ.

На отчетный 2010 год дефицит Серово-Богословского энергорайона составил 514 МВт, однако с вводом в 2015 году Ново-Богословской ТЭЦ дефицит уменьшается до значения 208,4 МВт. Такое уменьшение дефицита является благоприятным фактором для повышения надежности электроснабжения промышленного сектора.

Баланс мощности и прогноз перспективных нагрузок по Серово-Богословскому энергорайону представлены в приложении Г.

Балансовая ситуация в Талицко-Артемовском энергорайоне при отсутствии планов по вводам генерирующей мощности и незначительном росте электрических нагрузок сохраняется на уровне отчетного 2010 года.

Баланс мощности и прогноз перспективных нагрузок по Талицко-Артемовскому энергорайону представлены в приложении Д.

Прогнозный баланс мощности в целом по Свердловской энергосистеме представлен в приложении Ж. Он был составлен путем объединения данных, полученных по отдельным энергорайонам. Из анализа прогнозного баланса видно, что прирост электрической нагрузки на этапе 2015 года по сравнению с отчетным 2010 годом составил 941,6 МВт.

На рисунке 4.1 представлен график роста электрических нагрузок и генерирующих мощностей на период 2010 — 2015 г. г.

Рисунок 4.1 — График изменения нагрузки и генерации

Из рисунка 4.1 хорошо видно, что при принятых темпах роста нагрузки потребителей и осуществлении всех намечаемых вводов генерирующей мощности Свердловская энергосистема остается избыточной на всю рассматриваемую перспективу (генерация превышает нагрузку).

Избытки мощности на рассматриваемые годы оцениваются следующими цифрами: 2010 год — 1111 МВт; 2015 год — 1997,4 МВт. Характер изменения избытков приведен на рисунке 4.2.

Рисунок 4.2 — График изменения избыточности Свердловской энергосистемы

Снижение величины избытка с 2011 по 2013 год объясняется отсутствием ввода значительных генерирующих мощностей в условиях постоянного роста нагрузок. В 2014 году наблюдается резкое повышение избыточности до 2235,5 МВт (приблизительно в два раза по сравнению с отчетным 2010 годом), объясняющееся вводом нового мощного энергоблока на Белоярской АЭС. В 2015 году избыток вновь немного снижается, т.к. строительство новой электростанции Ново-Богословская ТЭЦ (установленной мощностью 230 МВт) в Серово-Богословском энергорайоне позволяет демонтировать отработавшие свой срок, давно устаревшие блоки на Богословской ТЭЦ и Серовской ГРЭС, суммарной мощностью 196 МВт — таким образом, уровень генерации остается практически неизменным при увеличении нагрузки.

Избытки мощности Свердловской энергосистемы используются для покрытия дефицита мощности в Челябинской и Курганской энергосистемах.

Наличие избытков мощности создает предпосылки для проведения реконструкции и технического перевооружения устаревшего и изношенного оборудования на электростанциях Свердловской области.

5. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ И РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 220 И 500 кВ

Для анализа режимов работы электрических сетей была создана расчетная модель в программе Rastr, в которой представлены существующие подстанции и воздушные линии 220, 500 кВ. Сеть 110 кВ смоделирована нагрузкой на шинах 110. Сопротивления В Л рассчитывались исходя из данных нормальной схемы электрических соединений объектов электроэнергетики, входящих в операционную зону Свердловского РДУ (длина и марка провода). Удельные сопротивления линий, а также сопротивления трансформаторов взяты из [1]. Генерация на электростанциях и нагрузка всех подстанций выставлялись по данным контрольного замера 2010 года. Пределы генерации реактивной мощности на электрических станциях соответствуют значениям cosц=0,85 и cosц=0,95.

Анализ режимов работы существующих сетей 220 и 500 кВ проводился по отдельным энергорайонам.

5.1 Серово-Богословский энергорайон

Серово-Богословский энергорайон характеризуется удаленностью от основных сетей энергосистемы и наличием на территории сетей крупных промышленных предприятий с плотным графиком нагрузки. Электрические связи данный энергорайон имеет только с Нижнетагильским энергорайоном.

Наличие одной питающей линии 500 кВ Тагил — БАЗ является основным недостатком схемы электроснабжения

Отключение линии 500 кВ Тагил — БАЗ приводит к недопустимому снижению напряжения на ПС БАЗ, Краснотурьинск, Белка и других прилегающих. Для сохранения устойчивой работы энергосистемы необходима работа автоматики ограничения нагрузки на ПС БАЗ и Краснотурьинск.

Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей в 2011 году была введена в эксплуатацию линия Северная — БАЗ.

В нормальном режиме уровни напряжения и загрузка элементов сети находятся в допустимых пределах.

5.2 Нижнетагильский энергорайон

Нижнетагильский энергорайон связан с Пермской энергосистемой линиями электропередачи 500 кВ Тагил — Калино и 220 кВ Качканар — Цемент. В Свердловской энергосистеме Нижнетагильский энергорайон имеет электрические связи:

по сети 500 кВ с Западным (ВЛ 500 кВ Тагил — Южная), Восточным (ВЛ 500 кВ Тагил — Рефтинская ГРЭС) и Серово-Богословским (ВЛ 500 кВ Тагил — БАЗ) энергорайонами;

по сети 220 кВ: с Западным (ВЛ 220 кВ ВТГРЭС — СУГРЭС) и Серово — Богословским (ВЛ 220 кВ: НТГРЭС — Серовская ГРЭС, НТГРЭС — Сопка, Кошай — Салда) энергорайонами.

Основными источниками электрической мощности для покрытия нагрузок потребителей энергорайона являются расположенные на его территории электрические станции: Нижнетуринская ГРЭС, Верхнетагильская ГРЭС, ТЭЦ «Уралвагонзавод» и ТЭЦ НТМК, а также подстанция 500/220/110 кВ Тагил, получающая питание от Рефтинской ГРЭС.

Для покрытия нагрузок Качканарского ГОКа из Пермской энергосистемы по ВЛ 220 кВ Качканар — Цемент осуществляется прием мощности в размере 161 МВт.

На ПС 500 кВ Тагил установлены две автотрансформаторные группы мощностью 501 МВА. При отключении одной АТГ нагрузка оставшейся в работе составляет 464,2 МВА или 92,6% от номинальной мощности.

Необходимо отметить, что при наложении отключения одной АТГ 500/220 кВ на ПС 500 кВ Тагил на плановый ремонт одного из генерирующих блоков на шинах 220 кВ ВТГРЭС, загрузка автотрансформатора будет предельной. Например, при уменьшении генерации на 150 МВт загрузка АТГ 500/220 кВ составит 512,4 МВА или 102,3%.

В нормальном режиме уровни напряжения и загрузка элементов сети находятся в допустимых пределах.

5.3 Западный энергорайон

Западный энергорайон является самым крупным энергорайоном Свердловской энергосистемы, территориально включающим в себя г. Екатеринбург. Электрическая нагрузка Западного энергорайона на момент контрольного замера составила 2506 МВт (39,3% от нагрузки Свердловской энергосистемы).

В Западный энергорайон входят такие крупные промышленные узлы как Свердловский (г. Екатеринбург с прилегающими городами), Первоуральский, Красноуфимский и Полевской.

Потребители электрической мощности Западного энергорайона представлены предприятиями тяжелого машиностроения, черной металлургии, строительной индустрии, пищевой и легкой промышленности, коммунально-бытовым сектором, имеющим тенденции к быстрому росту в таком мегаполисе, как г. Екатеринбург.

Западный энергорайон имеет электрические связи с соседними энергосистемами:

по сети 500 кВ с Челябинской энергосистемой (ВЛ 500 кВ Южная — Шагол) и Пермской энергосистемой (ВЛ 500 кВ Емелино — Воткинская ГЭС);

по сети 220 кВ с Пермской энергосистемой (ВЛ 220 кВ Партизанская — Ирень, Красноуфимская — Ирень).

В Свердловской энергосистеме Западный энергорайон связан по линиям 220, 500 кВ с Нижнетагильским и Восточным энергорайонами (ВЛ 500 кВ Южная — Рефтинская ГРЭС, Южная — Тагил, ВЛ 220 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ — БАЭС).

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой