Окончание табл. 3.2.
1
|
2
|
3
|
4
|
ОЭС Востока
|
ГЭС
|
Нижнетимптонская
|
0
|
800
|
Канкунская
|
0
|
1300
|
Нижнебурейская
|
320
|
320
|
Граматухинская
|
300
|
300
|
Ургальская
|
600
|
600
|
КЭС
|
Ургальская
|
0
|
2400
|
ТЭЦ
|
Уссурийская
|
600
|
600
|
Развитие основной электрической сети ЕЭС России до 2030 г. должно происходить путем усиления сети переменного тока с возможным появлением надстройки над ней сети постоянного тока.Усиление основной электрической сети переменного тока высших напряжений в ЕЭС России должно выполняться на напряжениях 220(330)-500(750) кВ. В этом случае вновь вводимые ЛЭП не являются уникальными по пропускной способности, что служит положительным фактором с точки зрения повышения адаптивности развития основной электрической сети (ее приспособленности к возможным отклонениям в развитии и размещении центров потребления и генерации электроэнергии). При рассмотрении альтернативных трасс прокладки новых ЛЭП следует отдавать предпочтение таким трассам, которые увеличивают топологическую связность сети (не усиливают существующие, а формируют новые связи). Это также повышает адаптивность схемы основной электрической сети ЕЭС России. Постепенно основная электрическая сеть будет приобретать конфигурацию типа "сетки" с тремя и более линиями, подходящими к узлу. Такая структура сети обладает наибольшей гибкостью к изменениям условий ее развития и функционирования.При развитии основной электрической сети переменного тока необходимо широкое использование технологий и устройств FACTS, сверхпроводниковых накопителей энергии и других современных энергетических технологий и установок. Наряду с повышением адаптивности сети это дает радикальное повышение управляемости ЕЭС России, что весьма важно с точки зрения повышения ее надежности, устойчивости и живучести.
С целью выдачи мощности крупных электростанций и энергокомплексов (КАТЭК, Эвенкийская ГЭС и др.), усиления межсистемных связей ЕЭС России, обеспечения экспорта электроэнергии в зарубежные страны (Европа, Центральная Азия, Северо-Восточная Азия) у развивающейся сети переменного тока возможно появление надстройки линий высшего класса напряжения (1150 кВ) или надстройка сети постоянного тока напряжениями ±400-500-750 кВ. При этом сеть постоянного тока должна работать совместно с сетью переменного тока, что будет повышать управляемость системы, надежность, устойчивость и живучесть ЕЭС России. В связи с вышеизложенным, развитие системообразующей электрической сети и межсистемных электрических связей до 2030 года будет происходить, главным образом, в целях обеспечения надежной выдачи мощности новых электростанций большой мощности (Южно-Якутских ГЭС, Березовской ГРЭС-2, Эвенкийской ГЭС, Тверской АЭС, Нижегородской АЭС, Центральной ГАЭС и др.), надежного электроснабжения крупных центров нагрузки (г. Москвы, Санкт-Петербурга, областных и республиканских центров), а также для повышения пропускной способности основной электрической сети ЕЭС России в широтном направлении (Восток-Сибирь-Урал-Поволжье-Центр).При этом существенная роль в перспективном развитии энергетики нашей страны отведена регионам Сибири и Иркутской области [34].
3.1.3. Состояние и приоритетные проекты развития электроэнергетики Иркутской областиИркутская область является одним из наиболее промышленно-развитых регионов России. В области производится от общероссийского производства: 34% - алюминия, 7,5% - смол и пластмасс, 15% - древесины, 60% - целлюлозы, 8% - золота; 4% - нефтепродуктов,46% - поливинилхлоридной смолы.Основу для развития промышленного комплекса обеспечивает мощный энергетический комплекс региона, роль которого ТЭК Сибири и России представлена в табл.3.3.Таблица 3.3Роль энергетического комплекса Иркутской области в ТЭК Сибири и России
Показатели
|
Россия
|
Сибирь
|
Ирк.
область
|
Иркутская область
в % от России /
Сибири
|
Производство электроэнергии, млрд. кВтч
|
1037
|
307
|
60,21
|
5,8 / 19,6
|
Производство тепловой энергии, млн. Гкал
|
1444
|
355
|
44,24
|
3,1 / 12,5
|
Добыча угля, млн. т
|
326,1
|
272,4
|
15,3
|
4,7 / 5,6
|
Переработка нефти, млн.т
|
235,6
|
35
|
9,5
|
4,0 / 27,1
|
Структуру электроэнергетики Иркутской области составляют 12 ТЭЦ, установленной мощностью 3877,5 МВт; 4 ГЭС, установленной мощностью 9002,4 МВт; 85 дизельных электростанций, мощностью 30,5 МВт[22].Выработка электростанций региона в 2008г. достигла60,28 млрд. кВтч, в том числе ГЭС – 72,7 %, ТЭС – 26,0%, ДЭС – 1,3 %. Годовое потребление электрической энергии в 2008 г. составило 57,3 млрд. кВтч. Основными потребителями (рис.3.5) являются: промышленность (76,6 %), коммунальное хозяйство (8 %), транспорт и связь (7 %), сельское хозяйство (4 %).Рис. 3.5. - Структура потребления электрической и тепловой энергии в Иркутской областиТепловая энергетика Иркутской области, помимо 12 ТЭЦ, включает более тысячи котельных и тепловые сети, протяженностью 3950,8 км. Объем произведенного в 2008 г. тепла составил 44,24 млн. Гкал в том числе ТЭЦ - 54,2 %; котельными – 26,6 %; электрокотельными – 7,8 %, прочими установками – 11,4 %. Потребление тепловой энергии в Иркутской области в 2008 г. достигло уровня 41,22 млн. Гкал, из которых 52 % приходится на коммунальную сферу и 44 % на промышленность (рис.3.5).Перспективы развития электроэнергетики Иркутской области определяются тремя основными направлениями: реализацией на территории региона крупных проектов энергетического строительства; повышением энергетической эффективности и использованием энергосберегающих технологий; развитием возобновляемых источников энергии.Крупные проекты энергетического строительства связаны, прежде всего, с развитием на территории Иркутской области энергоемких производств. В их числе, разработка новых месторождений полезных ископаемых (нефтегазовых, золото- и железорудных, угольных; развитие инфраструктуры Северного Хода (участка) дороги – БАМа; строительство новых (Тайшетского и Богучанского) и модернизация существующих (Иркутского и Братского) алюминиевых заводов; строительство новых предприятий лесопромышленного комплекса; расширение химического производства в городах Саянске, Усолье-Сибирском и Ангарске; объединение с энергосистемой Саха-Якутии [22, 37].Новые энергетические объекты, ввод которых необходим для реализации крупных промышленных проектов, включены в «Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2020 года» [34, 37]. Согласно этому документу при росте нагрузок в Иркутской энергосистеме будет увеличена на 300 МВт мощность Ново-Зиминской ТЭЦ, введена в работу Усть-Кутская ГТУ мощностью 600-1200 МВт, Тулунская КЭС мощностью 600 МВт, Иркутская газовая ТЭС мощностью 450-900 МВт, Тельмамская ГЭС мощностью 450 МВт на реке Мамакан.
Существенное развитие должна получить также основная электрическая сеть Иркутской энергосистемы. В частности, должны быть сооружены [34, 37]:
для выдачи мощности Богучанской ГЭС: -
ВЛ 500 кВ Богучанская ГЭС – Озерная (Тайшет-2) вводом ПС 500 кВ Озерная;
-
двухцепная ВЛ 500 кВ Богучанская ГЭС – Ангара вводомПС 500 кВ Ангара;
-
ВЛ 500 кВ Ангара – Озерная;
для повышения надежности электроснабжения потребителей БАМа: -
ВЛ 500 кВ Братская ГЭС – Лена-Восточная с переводом ВЛ 500 кВ Усть-Илимская ГЭС – Лена-Восточная на номинальное напряжение.
Для объединения западных энергорайонов Республики Саха (Якутия) с Иркутской областью в районе прохождения нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» будут построены линии напряжением 220 кВ (рис.3.6.) [22, 37].Для усиления межсистемных связей Иркутской энергосистемы с Красноярским краем и Республикой Бурятия возможен ввод дополнительных передач 500 кВ в соответствующих сечениях.Порядок ввода указанных объектов и их технические характеристики (установленные мощности, пропускные способности и т.д.) будет зависеть от темпов роста электропотребления в Иркутской области и соседних территориях, а также динамики реализации крупных инвестиционных проектов промышленного освоения Восточно-сибирского региона.Рис. 3.6. - Схема развития генерирующих мощностей и ЛЭП Иркутской ЭЭСКлючевым направлением развития энергетики Иркутской области в ближайшей и долгосрочной перспективе становится повышение энергетической эффективности и энергосбережение при производстве и передаче и использовании энергии. Основными мероприятиями при этом являются [35]:
-
- снижение потребления топлива, электрической и тепловой энергии путем оптимизации режимов их работы, технического перевооружения и модернизации существующего энергетического оборудования по производству, транспорту и распределению электрической и тепловой энергии, применения инновационных технологических процессов, совершенствования систем контроля и управления ими;
-
-сокращение доли энергоемких производств и развитие наукоемких технологий;
-
- повышение энергетической эффективности основных технологических процессов;
-
- утилизация вторичных топливно-энергетических ресурсов;
-
- повсеместный переход к частотному регулируемому приводу электродвигателей;
-
-модернизация систем освещения на основе энергосберегающих осветительных приборов, датчиков движения и присутствия;
-
- создание систем автоматизированного сбора, контроля, учета и измерения всех видов энергоресурсов;
-
- широкое внедрение теплосберегающего оборудования, автоматики и регулирования теплопотребления.
По результатам реализации энергосберегающих мероприятий на перспективу до 2020 г. могут быть достигнуты общие показатели экономии энергоресурсов, количественные оценки которых приведены в табл.3.4. Ежегодная экономия топлива, которая может быть достигнута к концу рассматриваемого периода составит 2800-3100 тыс. т у.т [35].Таблица 3.4.Прогноз суммарной экономии энергоресурсов Иркутской областидо 2020 г.
Вид энергоресурса
|
Годы
|
2011
|
2012
|
2013
|
2014
|
2015
|
2020
|
Экономия
электроэнергии,
млн. кВт.ч
|
2845,51-2881,13
|
2897,85-2933,57
|
2920,37-2961,29
|
2943,65-2994,48
|
2975,63-3026,66
|
3117,15-3168,00
|
Экономия тепла,
тыс. Гкал
|
1863-2286
|
3173-3606
|
4093-4516
|
4993-5426
|
5713-6146
|
9088-9666
|
Экономия топлива,
т у.т.
|
108080-119000
|
128000-139500
|
207600-220200
|
293100-304200
|
329400-341800
|
520 000-531 000
|
В настоящее время обеспечить конкурентоспособность нетрадиционных и возобновляемых источников энергии (НВИЭ) в районах Иркутской области, где имеется централизованное электроснабжение, практически невозможно. В то же время, в труднодоступных, удаленных районах области установка возобновляемых источников энергии может быть экономически оправдана за счет вытеснения части мощности высоко-затратных дизельных электростанций [36].Наиболее перспективные проекты создания нетрадиционных и возобновляемых источников энергии и их размещение на территории Иркутской области представлены в табл. 3.5. и на рис. 3.7 [36].Таблица 3.5.Характеристика проектов создания НВИЭ в Иркутской области
Район
|
Населенные пункты
|
Тип энергоисточника
|
Суммарная мощность,МВт
|
Братский район
|
п.Наратай, п.Озерный,
п.Первомайский, п.Южный, п.Тынкобь,
п.Хвойный
|
Мини-ТЭЦ
на древесных отходах
|
7,0
|
Ольхонский район
|
с.Онгурен
|
Ветро-энергетическая установка
|
0,2
|
Усть-Кутский район
|
с.Боярск
|
Мини-ГЭС деривационного типа
|
0,1
|
с.Орлинга
|
0,066
|
Катангский район
|
с.Токма
|
Мини-ГЭС без концентрации напора
|
0,03
|
с.Ика
|
0,03
|
с.Ерема
|
0,03
|
с.Хамакар
|
0,04
|
с.Наканно
|
0,07
|
Тофалария
|
с.Алыгджер
|
Мини-ГЭС деривационного типа
|
0,1
|
с.Верхняя Гутара
|
0,13
|
ИТОГО
|
|
7,796
|