Geum.ru

Долгосрочная целевая программа «энергосбережение и повышение энергетической эффективности на территории иркутской области на 2011-2015 годы» Иркутск, 2010 год

Вид материалаПрограмма

Содержание


Выработано электроэнергии, всего
Потери электроэнергии в сетях
Утс н-итэц
Подобный материал:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   19


Структура производства электрической энергии всеми источниками, расположенными на территории Иркутской области, представлена в таблице 1.4 и на рисунке 1.3.


Таблица 1.4 – Баланс электроэнергии Иркутской энергосистемы за 2007- 2009 гг.,

млн. кВт.ч


Источник
Год

2007
2008
2009

Выработано электроэнергии, всего
59 719,6
61380,6
57844,4

в том числе: 









Электростанциями ОАО «Иркутскэнерго», из них:
58464,7
60209,9
56797,8
    1. ГЭС
47624,9
44149,4
45767,6
    1. ТЭЦ
10839,8
16060,5
11030,2
  • Блок-станциями, из них:
1254,9
1170,7
1046,6
    1. ГЭС
382,3
396,8
395,8
    1. ТЭЦ
820
728,8
565,8
    1. ДЭС
52,6
45
85

Потери электроэнергии в сетях
5011
5194,8
4972,0

Собственные нужды

1932,7
2372,9
1960,8

Передано за пределы энергосистемы
7379,3
7849,5
6418,2

Получено из-за пределов энергосистемы
927,1
1523,4
983,5

Потреблено в энергосистеме
46623,8
47486,8
45476,6


Из всего объема производимой электроэнергии примерно 80% производится на ГЭС и 20% – на ТЭЦ. Более 98% электроэнергии вырабатывается на электростанциях ОАО «Иркутскэнерго» и менее 2% – электростанциями других ведомств.



Рисунок 1.3 – Структура производства электрической энергии

в Иркутской области за 2009 г.

Тепловые электростанции, как правило, работают в режиме несения тепловой нагрузки. Электроэнергия на ТЭЦ вырабатывается как по теплофикационному, так и по конденсационному циклу (в 2009 г. доля выработки электроэнергии на ТЭЦ по теплофикационному циклу составила 72% от суммарного объема электрической энергии, выработанной тепловыми электростанциями). Структура выработки электрической энергии источниками ОАО «Иркутскэнерго» представлена на рисунке 1.4.




Рисунок 1.4 – Структура производства электрической энергии

ОАО «Иркутскэнерго», млн. кВт.ч


Дизельные электростанции, работающие в распределенных энергосистемах, производят менее 85 млн. кВт.ч электроэнергии.

В рассматриваемой перспективе до 2015 г. появление дефицита электрической мощности и электроэнергии не ожидается.


Эффективность использования топлива при производстве электрической энергии


В качестве топлива на тепловых электростанциях используется уголь Красноярских и Иркутских угольных месторождений. Эффективность использования топлива в сфере централизованного энергоснабжения от ТЭС во многом определяется режимами оборудования электростанций в зависимости от складывающей структуры отпуска тепловой и электрической энергии, соотношения объемов их производства и отпуска потребителям. Показатели по отдельным электростанциям существенно варьируются, например, диапазон удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии изменяется в пределах от 278,7 г у.т./кВт.ч (НИ ТЭЦ) до 520,8 г у.т./кВт.ч (Шелеховский участок НИ ТЭЦ), т.е. показатели наиболее и наименее экономичных электростанций различаются более чем в 1,7 раза (таблица 1.5).


Таблица 1.5 – Удельный расход топлива на производство электроэнергии по электростанциям



Наименование ТЭЦ
Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии, г у.т./кВт.ч
Экономия (+),

перерасход (-)

против нормы,

т у.т.

2007 г.
2008 г.
2009 г.

факт
факт
норма
факт

Уч. №1 ТЭЦ-9

в т.ч. конд.цикл

теплоф.цикл
508,0
528,9
516,3
516,3
0

632,2

497,1
633,4

510,9



639,1

507,1

Шел.уч.НИ ТЭЦ
562,9
556,2
520,7
520,8
0

ТЭЦ-6

в т.ч. конд.цикл

теплоф.цикл
304,3
297,4
300,9
300,2
1046

404,7

304,0
398,4

292,3



399,3

298,6

ТЭЦ-9

в т.ч. конд.цикл

теплоф.цикл.
300,1
326,0
303,7
303,5
866

398,6

292,2
405,7

280,2



406,2

297,5

ТЭЦ-10

в т.ч. конд.цикл

теплоф.цикл
361,3
360,4
360,9
360,3
1237

390,2

260,2
378,1

203,4



385,6

248,4

ТЭЦ-11

в т.ч. конд.цикл

теплоф.цикл
304,4
314,3
314,1
314,1
0

403,5

292,3
403,4

285,0



413,0

293,9

ТЭЦ-12
524,5
521,0
520,6
520,6
0

ТЭЦ-16
474,2
449,0
451,7
451,7
29

НИ ТЭЦ

в т.ч. конд.цикл

теплоф.цикл
277,6
286,6
278,9
278,7
890

401,5

251,8
394,2

236,4



395,3

251,3

У-ИТЭЦ

в т.ч. конд.цикл

теплоф.цикл
308,2
313,1
298,9
298,7
232

395,7

261,3
402,8

248,5



408,6

271,2

Н-ЗТЭЦ

в т.ч. конд.цикл

теплоф.цикл
335,0
338,8
338,4
338,2
268

424,8

292,0
420,5

274,4



433,9

293,7

УТС Н-ИТЭЦ
0
0
0
0
0

ТИ и ТС ТЭЦ-6
414,4
423,6
439,8
439,5
109

Итого по ОАО «Иркутскэнерго»

в т.ч. конд. цикл

теплоф. цикл
325,51
332,81
323,1
322,8
4677

409,9

288,2
404,0

266,2



412,9

285,8

Примечание: вся экономия топлива отнесена на отпуск электроэнергии

Средний удельный расход топлива на отпуск электроэнергии дизельными электростанциями достаточно высок и равен 461,2 г у.т./кВт.ч (КПД около 26,7%). Как и электростанции, ДЭС также значительно различаются по удельному расходу топлива. В зависимости от технического состояния и условий эксплуатации он может для разных ДЭС изменяться от 224,4 г у.т./кВт.ч до 800 г у.т./кВт.ч. В связи с высокой стоимостью дизельного топлива величина тарифа в отдаленных районах, обслуживаемых ДЭС, достигает 17,88 руб./кВт.ч, что в 30 раз превышает его уровень в централизованной энергосистеме.


Система транспорта электрической энергии

Линии электропередачи, связывающие между собой все энергоисточники и обеспечивающие их связь с другими энергосистемами, представлены магистральными электрическими сетями напряжением 500-220 кВ и распределительными сетями 11035 кВ и ниже. Карта-схема электрических сетей энергосистемы приведена на рисунке 1.5.





Рисунок 1.5 – Схема основных электрических сетей Иркутской области


Суммарная протяженность (по трассе) воздушных и кабельных линий электропередачи (ЛЭП) составляет 36935 км, напряжением 500110 кВ – 9766 км, напряжением 350,4 кВ – 27168 км, в том числе по классам напряжения:
  • ВЛ 500 кВ - 3118 км
  • ВЛ 220 кВ - 3025 км
  • ВЛ 110 кВ - 3623 км
  • ВЛ 35 кВ - 4107 км
  • ВЛ 20 кВ - 45 км
  • ВЛ 10 кВ - 13213 км
  • ВЛ 6 кВ - 512 км
  • ВЛ 0,4 кВ - 9291 км

ИТОГО 36935 км


Большая часть ЛЭП (20565 км) – это линии сельскохозяйственного назначения (183 км ВЛ-220, 4107 км ВЛ напряжением 35-110 кВ, 9208 км ВЛ 6-20 кВ и 7066 км ВЛ 0,4 кВ), имеющие низкий технический уровень и большой износ. По данным ОАО «Иркутскэнерго», из ВЛ сельскохозяйственного назначения 1219 км линий напряжением 0,4 кВ находятся в «неудовлетворительном» техническом состоянии, а 572 км – в «непригодном» состоянии. Около 1320 км ВЛ напряжением 6-20 кВ имеют «неудовлетворительное» состояние, а 1245 км находятся в аварийном состоянии.

Суммарная мощность понизительных подстанций 35 кВ и выше составляет 20003 МВА, а их количество равно 360 шт., в том числе по классам напряжения:

  • Подстанции 400 кВ и выше - 6 шт. / 4319 МВА
  • Подстанции 220-330 кВ - 31 шт. / 8595 МВА
  • Подстанции 35-110 кВ - 323 шт. / 6838 МВА

ИТОГО 360 шт. / 20003 МВА


Основная магистральная линия электропередачи проходит по всей области с севера на юг по направлению: Усть-Илимская ГЭС – Братск – Тулун – Зима – Ангарск – Слюдянка. По этой магистрали осуществляется передача мощности и электроэнергии от избыточного Братско–Усть-Илимского узла в дефицитный южный район (Иркутско-Черемховский узел). Пропускная способность связи в направлении Братск – Иркутск составляет 2500 МВт.

Второе направление магистральной линии электропередачи 500 кВ – Братск-Тайшет и далее в Красноярский край. К этой магистрали подключены подстанции 500 кВ Тайшет и БПП (Братский переключательный пункт).

Третье формирующееся восточное направление магистральной электрической сети представляет линия электропередачи Усть-Илимская ГЭС – Коршуниха – Усть-Кут – Киренга и далее по Бурятской энергосистеме от Нижнеангарска до Таксимо вдоль БАМа. К этой магистрали по ВЛ 220 кВ Таксимо – Мамакан подключен Бодайбинский район.

Электроснабжение большого сельскохозяйственного района в междуречье Ангары и Лены осуществляется по кольцевой сети 110 кВ Иркутск – Усть-Орда – Баяндай – Качуг – Жигалово – Н.Уда – Оса – Черемхово.

Электрические сети 110 кВ и выше в основном имеют замкнутые или двухцепные радиальные схемы.

Линии электропередачи 110 кВ и выше построены в основном на металлических или железобетонных опорах и находятся в удовлетворительном состоянии, и обеспечивают достаточно надежное электроснабжение потребителей. Вместе с тем, имеются линии 110 кВ, имеющие деревянные опоры с железобетонными пасынками (линия Усть-Кут – Киренск, сети в Бодайбинском и Мамско-Чуйском районах). Эти линии находятся в плохом состоянии и требуют постоянного ремонта.


Потери при производстве и транспорте электроэнергии

Высокий уровень потерь при производстве и транспорте электроэнергии включает собственные нужды и потери в пристанционных узлах и в электрических сетях. Они обусловлены также незагруженностью системы в связи с пониженным, по сравнению с проектным спросом на электроэнергию, наличием неучтенных коммерческих потерь. Уровень собственных нужд достигает 3,2-3,8% от производства электроэнергии, а доля потерь только в магистральных сетях составляет 9,3-9,5% от отпуска в сеть. Ретроспективная динамика электрических потерь по Иркутской энергосистеме, отражающая отмеченные обстоятельства, приведена в таблице 1.6.


Таблица 1.6 – Динамика потерь электроэнергии в Иркутской энергосистеме

(2005-2009 гг.)


Показатель
2005 г.
2006 г.
2007 г.
2008 г.
2009 г.

Выработка, млрд. кВт.ч/год
56,70
58,15
59,72
61,38
57,84

Отпуск за пределы области, млрд. кВт.ч/год
4,17
4,53
6,44
6,33
5,43

Отпуск в сеть области, (млрд. кВт.ч/год
52,53
53,62
53,27
55,05
52,41

Расход на собственные нужды, млрд. кВт.ч/год
1,84
1,96
1,93
2,37
1,96

Потери в сетях, млрд. кВт.ч/год
4,879
4,988
5,011
5,195
4,972

Потери в сетях от общего потребления, %
9,3
9,3
9,4
9,4
9,5

Полезное потребление, млрд. кВт.ч/год
45,81
46,67
46,33
47,49
45,48