Энергоснабжение сахского региона

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

электроснабжение потребитель энергорайон

Энергосистема Республики Саха (Якутия) состоит из трех не связанных между собой энергорайонов - Южно-Якутского, Центрального и Западного, а также зоны децентрализованного энергоснабжения - Северного энергорайона.

В энергосистеме республики представлены все виды генерации: гидрогенерация (Вилюйская ГЭС 1 и 2, Светлинская ГЭС), газовая генерация (Якутская ГРЭС, Якутская ТЭЦ), генерация на угле (Нерюнгринская ГРЭС, Чульманская ТЭЦ). Кроме того, по причине огромных малонаселенных территорий обслуживания, сильное развитие получила «малая» энергетика, представленная дизельными электростанциями.

Республика Саха (Якутия) является одним из самых богатых субъектов РФ по минерально-сырьевым ресурсам, на ее территории находятся месторождения алмазов, золота, каменного и бурого угля, железной руды, природного газа, олова, вольфрама, полиметаллических руд, сурьмы, пьезокварца, слюды, ртути, апатитов. Помимо этого есть каменная и поваренная соль, известняки, слюды, перспективны поиски месторождений нефти. В республике сосредоточены 22% гидроресурсов России. В связи с этим в период с 2012 года, будет производиться массовое освоение природных богатств Якутии, для осуществления этого в трех энергорайонах будут вводиться новые потребители, для их энергоснабжения будут производиться работы по строительству новых линий электропередач и модернизация (реконструкция старых).

Южный энергорайон (ЮЯЭР) обеспечивает электроэнергией Южно-Якутский территориально-промышленный комплекс, Нерюнгринский и Алданский промышленные и сельскохозяйственные узлы. ЮЯЭР имеет связь с ОЭС Востока посредством ВЛ 220 кВ Тында - НГРЭС.

Центральный энергорайон (ЦЭР) объединяет центральный промышленный узел и группу центральных улусов, в том числе заречных, связанных с левобережьем уникальным переходом через реку Лена - линия электропередачи в габаритах 220 кВ. Энергоснабжение района осуществляется от Якутской ГРЭС, которая выработала свой ресурс, в связи с этим наблюдаются неполадки в работе оборудования. Покрытие максимума нагрузки происходит, кроме основной электростанции, за счет работы множества ДЭС, обслуживание которых стоит огромных затрат. Западный энергорайон (ЗЭР) объединяет Айхало-Удачнинский, Мирнинский, Ленский промышленные узлы и группу Вилюйских сельскохозяйственных улусов, а также связь с Олекминским районом. На территории Западного энергорайона намечается строительство новых крупных электросетевых объектов, например нефтепровод Восточная Сибирь - Тихий Океан. В связи с этим ведется строительство линий 220 кВ, в направлении ОЭС Востока, для обеспечения надежного электроснабжения новых потребителей.

Целью дипломного проекта является оценка возможности параллельной работы энергорайонов Республики Саха (Якутия) с ОЭС Востока. Связь с Центральным энергорайоном предполагается осуществить со строительством линий 220 кВ Нижний Куранах - Томмот - Майя. Связь с Западным энергорайоном осуществиться со строительством линии 220 кВ Нижний Куранах - НПС15 - Олекминск. Такая связь необходима для повышения надежности электроснабжения потребителей и передачи электроэнергии в дефицитные области.

Расчётные сроки, принятые в проекте:

- отчётный год - 2011 г.;

- расчётный - 2015 г.;

- перспективный - 2016 г. (наиболее энергодефицитный год).

В проекте выполнены расчеты электрических режимов на расчетный и перспективный сроки в ПК RastrWin. Расчет динамической устойчивости выполнен в ПК ДАКАР.



1. Анализ современного состояния якутской энергосистемы

1.1 Краткая характеристика районов

электроснабжение потребитель энергорайон

Республика Саха (Якутия) расположена в северо-восточной части Евразийского материка и является самым большим регионом Российской Федерации. Общая площадь континентальной и островной территории Якутии составляет 3,1 млн. кв. км. Свыше 40% территории республики находится за Полярным кругом. Протяженность Якутии в широтном направлении - 2500 км, в меридиональном - 2000 км. Расстояние от Якутска до Москвы - 8468 км, до Хабаровска - 1590 км. Республика Саха (Якутия) вместе с Приморским, Хабаровским и Камчатским краями, Амурской, Магаданской, Сахалинской областями, Еврейской автономной областью и Чукотским автономным округом входит в состав Дальневосточного федерального округа. До настоящего времени Якутия является одним из самых изолированных и труднодоступных регионов мира в транспортном отношении: 90% территории не имеет круглогодичного транспортного сообщения. В среднем на территории Якутии продолжительность отопительного сезона составляет 8-9 месяцев в году, в то же время в арктической зоне - она круглогодична. По данным Всероссийской переписи 2002 г. общая численность населения Республики Саха (Якутия) составила 949 тыс. человек. Удельный вес городского населения - 64,2%, сельского - 35,8%.

На территории Республики работают следующие крупные компании: ОАО АК «Якутскэнерго»; ОАО «Дальневосточная генерирующая компания», филиал Нерюнгринская ГРЭС; ОАО «Дальневосточная распределительная компания», филиал «Южно-Якутские электрические сети»; ОАО «Федеральная сетевая компания»; ОАО «Вилюйская ГЭС-3». Энергосистема Республики Саха (Якутия) состоит из трех не связанных между собой энергорайонов - Южно-Якутского, Центрального и Западного, а также зоны децентрализованного энергоснабжения - Северного энергорайона и в настоящее время является энергоизбыточной.

Южно-Якутский энергорайон (ЮЯЭР) включает в себя Южно-Якутский территориально-промышленный комплекс, Нерюнгринский и Алданский промышленные и сельскохо-зяйственные узлы. На территории энергорайона расположены три города: Нерюнгри (население 62,3 тыс. человек), Алдан (население 23,4 тыс. человек) и Томмот (население 8,6 тыс. человек). Основным источником электроснабжения потребителей Южно-Якутского энергорайона является Нерюнгринская ГРЭС мощностью 570 МВт, обеспечивающая электроэнергией Южно-Якутский территориально-промышленный комплекс, Нерюнгринский и Алданский промышленные и сельскохозяйственные узлы. Нерюнгринская ГРЭС связана двумя цепями ВЛ 220 кВ с ПС Тында Амурской энергосистемы и передает избытки электроэнергии в Амурскую энергосистему. Дополнительными источниками электроснабжения потребителей, является Чульманская ТЭЦ мощностью 48 МВт, демонтируемая в 2015 году. Электроснабжение потребителей Нерюнгринского промышленного узла осуществляется от шин 110 кВ Нерюнгринской ГРЭС по одно- и двухцепным ВЛ 110 кВ.

Электроснабжение потребителей Алданского промышленного узла осуществляется по двум одноцепным ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Нижний Куранах и одноцепной ВЛ 110 кВ М. Нимныр - Б. Нимныр - Юхта - Лебединый - Н-Куранах. Электрические сети 6, 10, 35, 110 кВ ЮЯЭР (за исключением ведомственных подстанций) находятся на балансе филиала «Южно-Якутские электрические сети» ОАО «Дальневосточная распределительная сетевая компания», деятельность которого заключается в передаче и распределении электрической энергии, обслуживании и ремонте электрических сетей.

Основным промышленным потребителем Южного энергорайона является топливная промышленность, в частности, угольная, доля которой в 2010 году составила 20,07% от суммарного электропотребления ЮЯЭР. Схема электрических сетей ЮЯЭР приведена на рисунке Д 140205.021.001

Центральный энергорайон (ЦЭР) объединяет центральный промышленный узел и группу центральных улусов, в том числе заречных, связанных с левобережьем уникальным переходом через реку Лена - линия электропередачи в габаритах 220 кВ. Основным источником электроснабжения потребителей Центральногоого энергорайона является Якутская ГРЭС мощностью 320 МВт. Дополнительным источником электроэнергии являются Якутская ТЭЦ мощность 12 МВт и ДЭС, общей мощностью 91 МВт. Основная электрическая сеть ЦЭР Якутской ЭС сформирована на напряжении 35-110 кВ и имеет кольцевую структуру. Сети 110 кВ образуют кольцо из двух цепей в районе г. Якутска: Якутская ГРЭС - Табага - Хатын-Урях - Якутская ГРЭС, к которым ответвлениями присоединены 8 ПС 110 кВ. С шин 110 кВ этих подстанций отходят радиальные ВЛ 110 кВ в направлениях:

- от ПС Хатын-Урях - на ПС Бердигестях (190 км), на ПС Радиоцентр и ПС Кангалассы (40 км), к которым подключены 5 ПС 110 кВ;

- от ПС Табага - на ПС Хандыга (400 км), на ПС Мохсоголох и далее на ПС Улахан-Ан ( 100 км). ВЛ Табага - Чурапча - Хандыга, построенная в габаритах 220 кВ, работает на напряжение 110 кВ. К ВЛ подключены ПС 110 кВ: Временная (Майя), Борогонцы, Ытык-Кюель, Новый. От ПС Чурапча построена ВЛ 110 кВ Чурапча - Сулгачи - Усть-Майа - Эльдикан - Солнечный (410 км). К ПС Хандыга подключена ВЛ 110 кВ на ПС Джебарики-Хая длиной 54,6 км.

Схема электрических сетей ЦЭР приведена на рисунке Д 140205.021.001.

Западный энергорайон (ЗЭР) объединяет Айхало-Удачнинский, Мирнинский, Ленский промышленные узлы и группу Вилюйских сельскохозяйственных улусов, а также связь с Олекминским районом. Основным источником энергоснабжения является каскад Вилюйских ГЭС (№1,2,3 (Светлинская)), дополнительным источником является Мирнинская ГРЭС мощностью 72 МВт (в данный момент находится в холодном резерве). Основная электрическая сеть ЗЭР Якутской ЭС сформирована на напряжении 110-220 кВ и имеет протяженную радиальную структуру. Магистральные сети 220 кВ Западного энергорайона Якутской ЭС представлены следующими линиями электропередачи:

- две одноцепных ВЛ 220 кВ Светлинская ГЭС - Районая;

- три одноцепных ВЛ 220 кВ Вилюйские ГЭС - Айхал;

- три одноцепных ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6;

- двухцепная ВЛ 220 кВ Районная - Мирный;

- две одноцепных ВЛ 220 кВ Вилюйские ГЭС - Чернышевск - Районная;

- одноцепная ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар;

- одноцепная ВЛ 220 кВ Сунтар - Олёкминск;

- одноцепная ВЛ 220 кВ Олёкминск - НПС 13;

- две одноцепных ВЛ 220 кВ Олёкминск - НПС 14.

В настоящее время на территории Западного энергорайона функционируют существующие НПС-10 и НПС-14, НПС - 13 нефтепровода ВСТО. Электроснабжение НПС-10 осуществляется от Талаканской ГТЭС (Иркутская область) на напряжении 110 кВ по двум одноцепным линиям в габаритах 220 кВ. Электроснабжение района по направлению Ленск - Пеледуй - Витим осуществляется по двум одноцепным ВЛ 110 кВ Мирный - Ленск и одной ВЛ 110 кВ Ленск - Пеледуй.

Схема электрических сетей ЦЭР приведена на рисунке Д 140205.021.001.

Северный энергорайон (зона децентрализованной энергетики) включает в себя обширнейшую территорию с генерацией от большого количества децентрализованных дизельных электростанций, снабжающих локальные поселки.

Общая протяженность линий электропередачи всех уровней напряжения более 25063 км, в том числе находящихся на балансе ОАО «Якутскэнерго» - 20640 км, ОАО «Сахаэнерго» - 2812 км, ОАО «ДРСК» - 1611 км.

Установленная тепловая мощность источников республики составляет 2493 Гкал, в том числе ОАО АК «Якутскэнерго» - 1208,6 Гкал. Общая протяженность тепловых сетей электростанций - 1010,5 км., в т.ч. ОАО АК «Якутскэнерго» - 722,7 км. Площадь обслуживания - 3,2 млн. кв. км, 0,0078 км электрических сетей на 1 кв. км.

1.2 Состояние и основные проблемы схемы электрических сетей 110 кВ и выше

Южно-Якутский энергорайон

Формирование Южно-Якутской энергосистемы состоялось в шестидесятые годы прошлого столетия в Алданском районе. Наиболее активный процесс формирования энергосистемы состоялся в семидесятые - восьмидесятые годы. Начиная с 1990 г., в рассматриваемом районе практически не велось электросетевого строительства, сократился объём работ по реконструкции и техперевооружению линий и подстанций, что привело к старению электрических сетей. Постоянно растет доля сетей, срок службы которых приближается к нормативному сроку или превышает его. Объемы износа оборудования достигли размеров, угрожающих энергобезопасности района. Большая часть подстанций, питающихся по одной одноцепной ВЛ, не удовлетворяют требованиям надёжности электроснабжения потребителей. Не только аварийные отключения этих ВЛ, но и ремонтные работы на них требуют ограничения нагрузок потребителей.

Сложившаяся схема электрических сетей 220-110 кВ Южно-Якутского энергорайона не обеспечивает электроснабжение потребителей с требуемой степенью надежности по следующим причинам:

- все ВЛ 110 кВ (кроме ВЛ Нерюнгринская ГРЭС - Чульманская ТЭЦ выполнены на деревянных опорах, нормативный срок их эксплуатации (15-20 лет) давно исчерпан, опоры имеют высокую степень загнивания древесины;

- значительная часть ВЛ 110 кВ, протяженные трассы которых проходят частично по сложной гористой местности, находятся в неудовлетворительном физическом состоянии, а элементы деталей опор линий в настоящее время практически выработали свой ресурс.

Уровни напряжения на ПС, расположенных севернее ПС 110 кВ М. Нимныр, в послеаварийных режимах снижаются значительно ниже допустимых значений. Для предотвращения недопустимости снижения уровней напряжения и токовой загрузки одноцепной ВЛ 110 кВ М. Нимныр - Лебединый сверх допустимой по нагреву (85 МВт для провода АС-120 мм²) требуется ограничение нагрузки потребителей района на величину порядка 40 МВт. Установка дополнительных средств компенсации реактивной мощности не позволяет повысить уровни напряжения и снизить загрузку ВЛ 110 кВ до допустимых значений без ограничения нагрузки.

Центральный энергорайон

Сложившаяся на сегодня схема электрических сетей 220 - 110 кВ ЦЭР Якутской ЭС не позволяет обеспечить надежное электроснабжение потребителей энергорайона, так как электрические сети находятся в неудовлетворительном физическом состоянии.

Ненадежная схема выдачи мощности Якутской ГРЭС по трем двухцепным ВЛ 110 кВ на деревянных опорах. При отключении одной из ВЛ происходит отключение нагрузки потребителей ПС, подключенных ответвлениями к ВЛ.

Единственная ВЛ 110 кВ Табага - Хандыга в район Заречья также не обеспечивает надежность электроснабжение потребителей района из-за частых аварийных ситуаций и не позволяет осуществить присоединение изолированных районов Республики и новых потребителей (Нежданинский ГОК и др.) к системе централизованного электроснабжения.

В послеаварийных режимах при отключениях радиальных ВЛ 110 кВ в ЦЭР в направлениях на подстанции Чурапчу, Октемцы, Бердигестях, Борогонцы и др. участвуют в работе резервные ДЭС.

Западный энергорайон

В связи с большой территорией обслуживания потребителей, функционирование электроэнергетики в Западном районе Республики Саха (Якутия) характеризуется:

- большими расстояниями между источниками электроэнергии и потребителями, что вызывает значительные потери электроэнергии при её транспортировке;

- отсутствием резервирования электрических сетей, изолированностью и географической удаленностью энергорайонов;

- большими расходами по содержанию электрических сетей, выполненными в основном в деревянном исполнении.

В неудовлетворительном техническом состоянии находятся линии электропередачи:

- Л - 101,102 Мирный - Ленск;

- Л-107 Ленск - Пеледуй;

- Л-124 Заря - Таас-Юрях;

- Л - 201,202 КВГЭС - Мирный;

- Л-203, 204, 205, 206, 208 ВГЭС - Айхал;

- Л-101 Дорожный - Мирный;

- Л-104 Нюрба - Вилюйск - Верхневилюйск.

Неразвитость электросетевой инфраструктуры, изолированность энергорайонов не позволяет рационально использовать структуру существующего энергетического хозяйства Республики, повысить надежность энергоснабжения и создать конкурентную среду по производству электроэнергии на межсистемном уровне негативно сказывается на социально-экономическом развитии Республики Саха (Якутия) в целом.



1.3 Обоснование связи с ОЭС Востока

ОЭС Востока - ЦЭР

Ввод связи планируется по двум одноцепным линиям 220 кВ Нижний Куранах - Томмот Майя, по данным ТУ (Технические условия) в 2015 году.

На территории ЦЭР в данный момент функционирует ЯГРЭС, которая почти выработала свой ресурс.

Таблица 1.1 - Наработка оборудования ЯГРЭС по состоянию на 01.07.2012 г

Наименование турбины	Тип турбины	Завод-изготовитель	Год ввода	Установ. электр. мощн. (МВт)	Установ. тепл. мощн. (Гкал/час)	Факт. наработка (часов)	Парковый ресурс (часов)	Разреш. ресурс (часов)
ГТУ ст. №1	ГТЭ-45-3	Турбо-атом	29.12.1990	45	87	130440	110000	150000
ГТУ ст. №2	ГТЭ-45-3	Турбо-атом	24.12.1997	45	87	97518	110000	110000
ГТУ ст. №3	ГТЭ-45-3М	Турбо-атом	15.11.2002	45	87	41168	110000	110000
ГТУ ст. №4	ГТЭ-45-3М	Турбо-атом	30.11.2004	45	87	29620	110000	110000
ГТУ ст. №5	ГТ-35-770-2	Турбо-атом	28.12.1976	35	50	186503	100000	190000
ГТУ ст. №6	ГТ-35-770-2	Турбо-атом	30.09.1977	35	50	181779	100000	185000
ГТУ ст. №7	ГТ-35-770-2	Турбо-атом	23.12.1981	35	50	130272	100000	150000
ГТУ ст. №8	ГТ-35-770-2	Турбо-атом	05.09.1985	35	50	132476	100000	150000

Как видно из таблице большинство генераторов выработало свой парковый ресурс. Большую обеспокоенность вызывают аварийные ситуации на ГТУ-45 (ст №1, №2). Аварии произошли в 2008 году дважды. В случае выхода из строя любой ГТУ-45 с 2012 уровень ограничения потребления электроэнергии с учетом вывода из эксплуатации 2-х ГТУ-35 составит не менее 160 МВт. Или 40-42% на ремонтный период, который составит не менее 40 дней. Нарушение электроснабжения объектов теплоснабжения в отопительный период может привести к размораживанию целых районов г. Якутска. В связи с этим необходимо обеспечить переток мощности из ЮЯЭР для покрытия дефицита мощности ЦЭР для повышения надежности электроснабжения потребителей.

При анализе 2011 года выявлено участия ДЭС Центральных электрических сетей в покрытие максимума нагрузки размере 88, 4 МВт, в связи с большой стоимостью электроэнергии, малой мощностью и трудностями в эксплуатации, необходимо исключить использование ДЭС в зимнем максимуме. Применение ДЭС ограничить режимами ремонтов оборудования и линий.

В ЮЯЭР строительство ВЛ Нижний Куранах - Томмот - Майя повысит надежность электроснабжения Алданского, Томмотского и Куранахского районов и создаст возможности дальнейшего развития сети.

В Якутии идет развитие сети северных районов ЦЭР, это прежде всего связано с добычей полезных ископаемых (Нежданинское месторождение серебра и золота и и т.д.), в связи с этим ввод связи позволит не только повысить электроснабжения, но создаст площадку для дальнейшего развития сетей ЦЭР.

ОЭС Востока - ЗЭР

Анализируя балансовую ситуацию ЗЭР, делаем вывод, что энергорайон в период до 2016 года энергоизбыточен.

Строительство линий связывающих Западный энергорайон Якутии с ОЭС .Востока обосновывается, прежде всего, прокладкой нефтепровода восточная Сибирь - Тихий океан (ВСТО), для питания нефтеперекачивающих станций (НПС). Восточный нефтепровод (трубопроводная система «Восточная Сибирь - Тихий океан», ВСТО) - строящийся нефтепровод, который должен соединить нефтяные месторождения Западной и Восточной Сибири с нефтеналивным портом Козьмино в заливе Находка и нефтеперерабатывающим заводом под Находкой, что позволит России выйти на рынки США и стран Азиатско-Тихоокеанского региона. Планируемая общая протяжённость трубопровода - 4188 км. Оператор нефтепровода - государственная компания «Транснефть». Сорт нефти, поставляемый на мировой рынок посредством ВСТО, получил название ESPO. Основным элементом магистрального нефтепровода, по которому и поступает нефть - выполняющим функции передачи энергии потоку нефти для его перемещения к конечному пункту трубопровода, является нефтеперекачивающая станция. Нефтеперекачивающие станции являются структурными подразделениями магистрального нефтепровода и представляют комплекс сооружений, установок и оборудования, предназначенных для обеспечения транспорта нефти по трубопроводу. НПС подразделяются на головные и промежуточные. Головная НПС - начальная на магистральном нефтепроводе нефтеперекачивающая станция с резервуарном парком, осуществляющая операции по приему нефти с нефтепромысловых предприятий для дальнейшей транспортировки по магистральному нефтепроводу. Промежуточная НПС - нефтеперекачивающая станция, осуществляющая повышение давления перекачиваемой жидкости в магистральном нефтепроводе. Промежуточная НПС может иметь резервуарный парк. В состав НПС входят : насосные с магистральными и подпорными насосными агрегатами; резервуарные парки; системы водоснабжения; теплоснабжения; канализации пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, связи; технологические трубопроводы; печи подогрева нефти; узлы учета; производительно - бытовые здания, сооружения и другие объекты.

Нагрузки НПС относятся к первой категории по надежности электроснабжения. С целью обеспечения энергобезопасности и надежного электроснабжения потребителей, необходимо строительство электрических связей на межсистемном уровне, либо ввод новых генерирующих источников.



2. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность

2.1 Прогноз уровня электропотребления

Прогноз уровня электропотребления на 2015-2016 год выполнен на основании Программы и Схемы развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) на 2012-2017 годы разработанной в соответствии с постановлением Правительства РФ от 17 октября 2009 г. №823 с учетом приоритетных направлений развития энергетической отрасли.

Разработка Программы и Схемы обусловлена необходимостью координации развития электроэнергетического комплекса Республики Саха (Якутия) с развитием Единой энергетической системой с учетом обеспечения электроэнергией потребителей и осуществляется в тесной взаимосвязи с разработкой схемы и программы развития ЕЭС и генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики.

Ниже приведен прогноз перспективных нагрузок крупных потребителей электроэнергии Республики Саха (Якутия), планируемых к реализации в Республике Саха (Якутия) на основании перспективных документов развития Республики. В тоже время, в полном объеме по установленной форме заявки на технологическое подключение от данных крупных потребителей не поступали.

Западный энергорайон:

- ОАО АК «Транснефть» НПС №11, добыча полезных ископаемых, нагрузка 13,1 МВт;

- ОАО АК «Транснефть» НПС №12, добыча полезных ископаемых, нагрузка 10,943 МВт;

- ОАО АК «Транснефть» НПС №13, добыча полезных ископаемых, нагрузка 11,6 МВт;

- ОАО АК «Транснефть» НПС №14, добыча полезных ископаемых, нагрузка 21,1МВт;

- ОАО АК «Транснефть» НПС №15, добыча полезных ископаемых, нагрузка 16,2 МВт;

- подземный рудник «Удачный», добыча полезных ископаемых, нагрузка 89,3 МВт;

- освоение центр блока Средне-Ботуобинского НГКМ (ООО «Таас-Юрях нефтедобыча»), добыча полезных ископаемых, нагрузка 24,8 МВт;

- освоение рудника «Мир», добыча полезных ископаемых (алмазы), нагрузка 32 МВт;

- создание ЛПК (лесопромышленный комплекс) на юго-западе Якутии (ОАО «Алмазы Анабара»), производство, нагрузка 7,1 МВт;

- Установка по переработке газоконденсата в п. Кысыл-Сыр Вилюйского улуса (ОАО «Якутская ТЭК), производство, нагрузка 42,9 МВт;

- Среднетюнгское ГКМ (Газоконденсатное месторождение), добыча полезных ископаемых, нагрузка 0,1 МВт;

- развитие п. Витим, социальная сфера, нагрузка 4,14 МВт;

- нефтеперабатывающий завод в г. Ленск 11 МВт.

Центральный энергорайон:

- ж.д. станция Н. Бестях, Транспорт и связь, нагрузка 7,7 МВт;

- строительство мостового перехода ч/з р. Лена в период с 2012-2017 гг., Транспорт и связь, нагрузка 15 МВт;

- ОПУ (Опытно - промышленная установка) по переработке метанола в п. Н. Бестях, производство, нагрузка 2,1 МВт;

- лесопромышленная компания ОАО «Табагинская компания», производство, нагрузка 1,1 МВт;

- освоение Кючусского месторождения золота, добыча полезных ископаемых, нагрузка 37 МВт;

- Свинцово-цинковое месторождение «Сардаана», добыча полезных ископаемых, нагрузка 27 МВт;

- Освоение месторождения «Прогноз», добыча полезных ископаемых (серебро), нагрузка 11,4 МВт.

Южный энергорайон:

- организация мини-металлургического производства по выпуску мелкосортного проката, производство, нагрузка 16,3 МВт;

- Эльгинское месторождение угля, добыча полезных ископаемых, нагрузка 138 МВт;

- Эльконский ГМК (горно-металлургический комбинат), добыча полезных ископаемых, нагрузка 42 МВт;

- Таежный ГОК (горно-обогатительный комбинат), добыча полезных ископаемых, нагрузка 138 МВт;

- эл. снабжение ж.д. Таежная - Таежный ГОК, транспорт и связь, нагрузка 2,8 МВт;

- Инаглинский угольный комплекс, добыча полезных ископаемых, нагрузка 12 МВт;

- эл. снабжение ж.д. Чульбас - Инаглинский УК, транспорт и связь, нагрузка 1,5 МВт;

- шахта Денисовская, добыча полезных ископаемых, нагрузка 15,6 МВт;

- ООО «Рябиновое» золотодобывающий участок «Рябиновый», нагрузка 10 МВт;

- эл. снабжение строительства Канкунской ГЭС, строительство, нагрузка 60 МВт;

- ОАО АК «Транснефть» НПС №16, добыча полезных ископаемых, нагрузка 11,8 МВт;

- ОАО АК «Транснефть» НПС №18, добыча полезных ископаемых, нагрузка 70 МВт;

- ОАО АК «Транснефть» НПС №19, добыча полезных ископаемых, нагрузка 17,4 МВт.

В связи с недостаточной определённостью в вопросе ввода, а также сроков реализации проектов и величины электрической нагрузки некоторых потребителей развитие энергоузла рассмотрено с учетом ввода предприятий, по которым выданы и запрошены ТУ (технические условия), полученные Филиалом «СО ЕЭС» ОДУ Востока 6.02.2012, на подключение к сетям энергосистемы. В таблице 2.1 приведена детализация поступивших энергопредприятиям заявок потребителей на присоединение к электрической сети. Данные по увеличению нагрузки на 2015-2016 год существующих НПС уточнены с использованием данных ЗАО Электросетьпроект «Техникоэкономическое обоснование строительства электросетевых объектов ЕНЭС в составе схемы внешнего электроснабжения трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий Океан - 1 (Расширение до 80 млн. тонн в год)».

Таблица 2.1 - Заявки потребителей на присоединение к электрической сети и увеличение нагрузки существующих потребителей на 2015-2016 год

Наименование	Точки присоединения	tg ц	Полная мощность на 2015 г	Полная мощность на 2016
Южно-Якутский энергорайон
ОАО АК «Транснефть» НПС-16	ПС Нижний Куранах	0,75	11,832+8,87j	11,832+8,87j
ОАО АК «Транснефть» НПС-17	Отпайки от ВЛ 220 кВ НПС 18 - Нижний Куранах	0,75	14,4+6,3j	14,4+6,3j
ОАО АК «Транснефть» НПС-18	Заходы двух ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Нижний Куранах	0,62	12,6+7,81j	12,6+7,81j
ОАО АК «Транснефть» НПС-19	Нерюнгринская ГРЭС	0,75	16,262+12,2j	16,262+12,2j
Золотодобывающий участок «Рябиновый» (ООО «Рябиновое»)	Отпайка ВЛ 110 кВ Лебединый - Нижний Куранах	0,4	10+5j	10+5j
Увеличение нагрузки шахты «Дежневская» (ОАО «УК Нерюнгриуголь»)	ПС 110 кВ Дежневская	0,54	6+3,24j	6+3,24j
ОАО «Алданзолото»	две ВЛ 110 кВ Нижний Куранах - ЗИФ	0,5	30+15j	30+15j
Таёжный ГОК	ПС 220кВ НПС 18	0,59	100+59j	100+59j
Тарыннахский ГОК с Железной Дорогой *	ПС Хани	0,59	13+8j	13+8j
электроснабжение строительства Канкунской ГЭС	ПС 220кВ НПС 18	0,62	60+37,2	60+37,2
Продолжение таблицы 2.1
Наименование	Точки присоединения	tg ц	Полная мощность на 2015 г	Полная мощность на 2016
Инаглинский угольный комплекс с Ж.Д.	отпайки Чульманская ТЭЦ - ПС Угольная (ПС М. Нимныр)	0,54	4+2,2j	4+2,2j
Центральный энергорайон
Ж.Д. станция Н. Бестях	ПС 220 кВ Майя	0,54	7,7+4,158j	7,7+4,158j
Строительство мостового перехода ч/з р. Лена в период с 2012-2017 гг.	район города Якутска (ПС Центральная 110 кВ)	0,54	15,0+8,1j	15,0+8,1j
Западный энергорайон
ОАО АК «Транснефть» НПС №11	Отпайки от ВЛ 220 кВ Ленск - Пеледуй	0,59	18+10,62j	18+10,62j
ОАО АК «Транснефть» НПС №12	ПС 220 кВ Ленск	0,59	22,2+13,1j	22,2+13,1j
ОАО АК «Транснефть» НПС №13	Заходы ВЛ 220 кВ НПС12 - Олекминск	0,59	22,7+13,4j	22,7+13,4j
ОАО АК «Транснефть» НПС №14	Отпайки от ВЛ 220 кВ НПС 12 - НПС 15	0,59	21,1+12,4j	21,1+12,4j
ОАО АК «Транснефть» НПС №15	Заходы ВЛ 220 кВ НПС 12 - Нижний Куранах	0,59	21,7+12,8j	21,7+12,8j
Подземный рудник «Удачный»	ПС 220 кВ ГПП 6 (ПС Удачная)	0,54	89,3+48,2j	89,3+48,2j
ввод 1й очереди нефтеперерабатывающего завода г. Ленска	ПС 220 кВ Городская (Ленск)	0,59	-	11+6,49j

Примечание: Эльгинское угольное месторождение питается от ПС 220 кВ Призейская двумя ВЛ 220 кВ Призейская - Эльгауголь и входить в баланс электропотребления Амурской области

Реактивные составляющие максимальных нагрузок в расчетах принимаются на основе анализа отчетных и проектных данных; в случае их отсутствия допускается принимать коэффициенты реактивной мощности (tg ц) не выше значений, указанных в [5]. В таблице 2.2 приводится прогноз максимума нагрузки энергосистемы Республики Саха (Якутия) на период 2016 года.

Таблица 2.2 - Прогноз собственного максимума нагрузки энергосистемы Республики Саха (Якутия) на период до 2016 года

Показатель	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Западный энергорайон
Максимум нагрузки, МВт	567	575	604	634	691	739
Среднегодовые темпы прироста, %	0,5	1,4	4,8	4,7	8,2	6,5
Центральный энергорайон
Максимум нагрузки, МВт	312,2	325	332	340	360	371
Среднегодовые темпы прироста, %	1,1	3,9	2,1	2,4	5,6	3,0
Южно-Якутский энергорайон
Максимум нагрузки, МВт	258,8	285	308	343	406	443
Среднегодовые темпы прироста, %	1,1	9,2	7,5	10,2	15,5	8,4

В Западном энергорайоне Якутской энергосистемы оперирует крупнейший потребитель электроэнергии - АК «АЛРОСА» (ОАО), он является системообразующим потребителем ЗЭР, его доля от общего электропотребления составляет более 60%. Крупными потребителями так же является ООО «Востокнефтепровод», ВФ ОАО «Теплоэнергосервис», ГУП «ЖКХ РС (Я)» их доля составляет порядка 10% от общего электропотребления энергорайона.

Потребители Центрального энергорайона представлены нагрузкой промышленного, сельскохозяйственного, коммунального, транспортного, строительного секторов. К крупным потребителям ЦЭР с годовым потреблением более 10 млн. кВтч относятся: ОАО Водоканал г. Якутск; ОАО ПО Якутцемент; МУП «Теплоэнергия»; ГУ РБ №1 Национальный центр медицины; ОАО ДСК г. Якутск; ООО «Старательская Артель «Дражник».

Потребители Южно-Якутского энергорайона представлены нагрузкой Южно-Якутского территориально-промышленный комплекса (угольный, золотодобывающий и объекты ВСТО), Нерюнгринского и Алданского промышленного и сельскохозяйственного узлов. На данный момент около 30% от общего электропотребления энергорайона составляет переток электроэнергии в Амурскую энергосистему.

2.2 Баланс активной мощности и электроэнергии республики Саха (Якутия)

Балансы мощности для региональных энергосистем составляются в целях:

- определения общей потребности в мощности электростанций, необходимой для надежного покрытия нагрузок;

- определения перетоков мощности между энергосистемами и требований к пропускной способности межсистемных сечений.

При формировании балансов электрической энергии и мощности до 2016 года учтена оценка достаточности мощностей существующих генерирующих источников, а так же перспективные прогнозы спроса потребителей.

Таблица 2.3 - Баланс мощности энергосистемы Республики Саха (Якутия) до 2016 года

Показатели	Единицы измерения	2011	2015	2016
Центральный энергорайон:
ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление	млн. кВт.ч	1604	1861	1920
Максимум нагрузки	МВт	312,2	360	371
Расчетный резерв мощности	МВт	45	79	81
ИТОГО потребность	МВт	357,2	439	452
ПОКРЫТИЕ
Располагаемая мощность на час максимума нагрузки	МВт	413,7	432	272
ГЭС	МВт
ТЭС	МВт	413,7	432	272
Якутская ГРЭС	МВт	320	250	90
Якутская ТЭЦ	МВт	12	12	12
Якутская ГРЭС-2	МВт	-	170	170
ДЭС Центральных электрических сетей	МВт	81,7	-	-
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)	МВт	56,5	-7	-180
Западный энергорайон
ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление	млн. кВт.ч	2689,21	3485	3730
Максимум нагрузки	МВт	567	691	739
Расчетный резерв мощности	МВт	90	152	162
ИТОГО потребность	МВт	657	843	901
ПОКРЫТИЕ
Располагаемая мощность на час максимума нагрузки	МВт	950	950	950
ГЭС	МВт	950	950	950
Каскад Вилюйских ГЭС - 1,2	МВт	680	680	680
Светлинская ГЭС	МВт	270	270	270
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)	МВт	311,3	107	49
Южно-Якутский энергорайон:
ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление	млн. кВт.ч	1592,1	2135	2361
Максимум нагрузки	МВт	262	387	417
Расчетный резерв мощности	МВт	57,6	85	92
ИТОГО потребность	МВт	320	472	509
ПОКРЫТИЕ
Располагаемая мощность на час максимума нагрузки	МВт	570	570	570
ГЭС	МВт
ТЭС	МВт	570	570	570
НГРЭС	МВт	570	570	570
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)	МВт	250	97	61

При формировании уровней электропотребления Центрального энергорайона учтен ввод следующих крупных потребителей:

- ввод в режиме постоянной эксплуатации объектов железнодорожной станции в п.Н. Бестях - 7,7 МВт;

- строительство мостового перехода ч/з р. Лена в период с 2015-2017 г. - 15 МВт из них 6 МВт (сезонная нагрузка).

Запланированы следующие сроки ввода и демонтажа энергетических мощностей:

- ввод в декабре 2015 г. первой очереди ЯГРЭС-2 электрической мощностью 170 МВт (4•42,5 МВт), данные уточнены с использованием схемы развития «РАО ЕЭС» России;

- в 2014 г. демонтаж на Якутской ТЭЦ паровой турбины АТ-6 ст. №2 - 6 МВт, выработавшей ресурс с вводом 6 МВт в 2015 г., а также замена и реконструкция паровых котлов ТС-35 ст. №3 и ГМ-60 ст. №2 в те же сроки;

- консервация оборудования: Якутская ГРЭС - ГТ-35 ст. №5,6 - 2014 г. (70 МВт). ГТ-35 ст. №7,8 и ГТ-45 ст. №1,2 - 2016 г. (160 МВт).

При формировании уровней электропотребления Западного энергорайона учтен ввод следующих крупных потребителей:

- в IV квартале 2012 г. - ввод НПС №12 - 10,943 МВ;

- увеличение нагрузки существующих НПС 14, НПС 13.

В 2014 году:

- ввод НПС №15, первый этап - 16,2 МВт;

- ввод НПС №11, первый этап - 13,1 МВт;

- ввод подземного рудника «Удачный» 89 МВт. С 01.10.2012 г. ввод первой очереди объекта - 21,14 МВт.

Поскольку Южно-Якутский энергорайон включен в Объединенную Энергосистему Востока, то баланс мощности и электроэнергии был взят на основе «Формы предоставления данных потребление и балансы мощности 2011-2020».

Анализируя таблицу 2.3. делаем вывод, что в 2015 год в ЦЭР намечается дефицит активной мощности. Это связано с тем, что с период 2011-2016 годах намечается вывод агрегатов ЯГРЭС и рост нагрузки. а участие ДЭС в покрытие максимума нагрузки отсутствует из-за высокой стоимости электроэнергии и дорогого обслуживания. В связи с этим на период до 2015 года необходимо организовать переток в ЦЭР не менее 40 МВт (с учетом нерегулярных колебаний). В соответствии с Программой развития Якутии в 2016 году намечается вывод из работы ГТ-35 ст. №7,8 и ГТ-45 ст. №1,2 - 2016 г. (160 МВт) ЯГРЭС, поскольку новой генерации с 2015-2016 год не намечается, в дипломном проекте будет рассмотрен вопрос о возможности вывода генераторов ЯГРЭС и как это скажется на балансовой ситуации, с учетом организации параллельной работы с ОЭС Востока.

2.3 Развитие источников электроснабжения

В период до 2015 года ввод новых источников электроснабжения намечается только в Центральном энергорайоне Саха (Якутия).

Цель строительства - сооружение энергоисточника для компенсации выбывающих мощностей Якутской ГРЭС, обеспечение надежности теплоэлектроснабжения Центрального энергетического района с учетом перспективного роста тепловых и электрических нагрузок. Проект строительства нового источника энергообеспечения Центрального энергорайона республики Саха (Якутия) обусловлен следующими факторами:

- значительным ростом электрических (на 70% с 300 МВт до 500 МВт) и тепловых (на 30% с 700 Гкал до 1000 Гкал) нагрузок на перспективу до 2020 года;

- необходимостью повышения надежности энергообеспечения изолированного Центрального энергорайона и г. Якутска;

- достижением предела (к 2011-2013 гг.) выработки ресурса газотурбинных агрегатов ГТ-35 и недостаточной надежностью ГТ-45 на существующей ЯГРЭС;

- необходимостью увеличения доли комбинированной выработки электроэнергии и тепла с соответствующим ростом экономичности энергоисточников и сокращением расхода газообразного топлива;

- необходимостью внедрения современного, надежного, экономичного и экологически чистого энергетического оборудования;

- необходимостью улучшения экологической ситуации за счет вытеснения действующих котельных и расширения зоны централизованного теплоснабжения.

Площадка строительства расположена на границе города вблизи Вилюйского тракта (оформлен акт выбора лесного участка, утвержденный департаментом по лесным отношениям, получено ходатайство МО «г. Якутск»).Основания для выбора площадки:

- расположение вне городской черты;

- минимальное расстояние до кольцевой теплосети при загородном размещении станции - около 2,5 км;

- относительно небольшое расстояние до магистрального газопровода высокого давления - 2 км;

- близость магистральных ЛЭП и наличие места для расположения распределительной системы и подсоединения к ЛЭП на ПС Хатын-Урях, ПС Табага и ПС Бердигестях.

На Якутской ГРЭС-2 планируется смонтировать на первом этапе 4 турбоагрегата LM-6000 на втором этапе 3 турбоагрегата LM-6000.

Таблица 2.4 Характеристика газотурбиной установки LM-6000

Наименование показателя	единицы измерения	LM - 6000 General electric
Номинальная мощность	МВт	42,5
Максимальная мощность	МВт	48,5
КПД электрический	%	41
Давление газа	МПа	4,5
Степень повышения давления в компресоре		30
Температура газов за турбиной	0С	458
Расход рабочего тела на выходе из турбины	кг/с	126
Топливо		природный газ / дизельное
Расход топлива на номинальном режиме (Q = 8550 ккал/куб. м)	куб. м/ч	7405
Тепловая мощность ГТУ	Гкал/ч	38 (при +0 0С)/28 (при -54 0С)
Количество произведенных образцов	шт.	Серия LM - 888 шт.

Вложения на сооружение ЯГРЭС 2 и дополнительные проекты необходимые для ее функционирования составляют 27193,22 млн. руб.



3. Разработка схемы электроснабжения энергорайонов

3.1 Южно - Якутский энергорайон

В Южно - Якутском энергорайоне строительство новых линий связано прежде всего с вводом новых потребителей. В 2013 году начинается строительство Канкунской ГЭС, что повлечет за собой строительство двухцепной ЛЭП НПС 18 - Перевалочная - Производственная. Электроснабжение Таежного ГОКа, в данный момент, рассматривается филиалом «СО ЕЭС» ОДУ Востока, поэтому точных технических условий пока нет, в связи с этим в дипломе будет рассматриваться вариант предложенный ЗАО ЭнергоПроект в работе «Разработка схемы развития электрической сети для выдачи мощности Канкунской ГЭС и внешнего электроснабжения объектов промышленности Южной Якутии». В ней снабжение Таёжного ГОКа осуществляется посредством отпаек от линии НПС 18 - Производственная. Реконструкция линий 110 - 220 кВ в данный момент не рассматривается, поэтому в схеме электроснабжения рассматриваться не будет. В связи с организацией параллельной работы с Центральным энергорайоном в 2015 году будут построены линии 220 кВ Нижний Куранах - Томмот - Майя с подстанцией 220/110/35 кВ Томмот.

На данный момент в ЮЭР существует одна ВЛ Нижний Куранах - Томмотская ДЭС, построенная в габаритах 220 кВ, работающая на сеть 110 кВ. При организации связи происходит перезаводка этой лини на ОРУ 220 кВ ПС Томмот.



Таблица 3.1 Перечень новых и расширяемых объектов электроэнергетики на территории ЮЭР Саха (Якутия)

Наименование объекта	Проектные показатели	Год ввода	Обоснование необходимости строительства
	ВЛ, км	ПС, МВА
ВЛ 220 кВ электроснабжение Таежного ГОКа и ПС 220 кВ Таежный ГОК	2х11 км, 2хАС - 300	2х63	2014	Электроснабжение объектов для реализации проекта «Комплексное развитие Южной Якутии»
Двухцепная ВЛ 220 Хани - Тарынахский ГОК (ввод ограничивается подвеской	203,2 км, 2хАС - 300	2х63	2015
второй цепи Тында - Хани (434,1 км) в 2015 году) и ПС Тарынахский ГОК
ВЛ 110 кВ для электроснабженя Инаглинского угольного комплекса и подстанция 110 кВ	2х6,9 км, 2хАС - 120	2х25	2014	Электроснабжение Инаглинского УК
две ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - ПС 220 кВ НПС-16 с расширением ОРУ 220 кВ ПС Нижний Куранах	2х128,5 км, 2хАС - 240 км	2х25 МВА	2012	Внешнее электроснабжение НПС-16 ТС ВСТО-I
ПС 220 кВ НПС-18 с заходами двух ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Нижний Куранах	236 км, АС - 300	2х63 МВА	2012	Внешнее электроснабжение НПС-18 ТС ВСТО-I
ВЛ 220 кВ НПС-18 - Производственная с двумя отпайками на ПС 220 кВ Перевалочная с ПС 220 кВ Производственная и ПС 220 кВ Перевалочная	2х115 км; АС - 240	2х40; 1х10	2013	Внешнее электроснабжение строительной площадки Канкунской ГЭС
подвеска второй цепи ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Томмот; перезавод существующей на ОРУ 220 кВ	47 км; АС - 300	-	2013	Повышение надежности электроснабжения потребителей Алданского и Томмотского районов. Объединение Южного и Центрального энергорайонов Якутской энергосистемы. Электроснабжение НПС ВСТО
двухцепная ВЛ 220 кВ Томмот - Майя с ПС 220 кВ Томмот и ПС 220 кВ Майя	2х427 км; АС - 300	2х63; 2х125	2014
две ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - НПС-19 с ПС 220 кВ НПС-19	2х15 км, АС - 300	2х25	2014	Внешнее электроснабжение НПС-19 ТС ВСТО-1 расширение до 80 млн. т нефти в год (строительство осуществляет ОАО «АК «Транснефть»)
две ВЛ 110 кВ Нижний Куранах - ЗИФ	2х1,3 км; АС - 120	-	2011-2013	Электроснабжение объекта ОАО «Алданзолото»

3.2 Центральный энергорайон

Схема развития Центрального энергорайона зависит от ввода Якутской ГРЭС 2, так как в связи с этим измениться расположение сетей. Предложения по модернизации систем централизованного теплоснабжения г. Якутска включают следующие мероприятия:

- строительство нового теплоисточника - Якутская ГРЭС-2;

- организация дополнительного кольца магистральных тепловых сетей, соединяющего тепловые сети Якутская ГРЭС-2, Якутская ГРЭС и Якутская ТЭЦ;

- Организация параллельной работы с ЮЯЭР (ОЭС Востока).

Перспективное состояние сети с учетом ввода ЯГРЭС 2 и связи с ОЭС Востока по линии 220 кВ Томмот - Майя со строительством ПС 220/110/35 кВ Майя показана на рисунке Д 140205.021.002.



Таблица 3.2 Перечень новых и расширяемых объектов электроэнергетики на территории ЦЭР Саха (Якутия)

Наименование объекта	Проектные показатели	Год ввода	Обоснование необходимости строительства
	ВЛ, км	трансформаторы ПС, МВА
Якутская ГРЭС-2	I очередь170 МВт/160 Гкал/ч, II очередь - 127,5 МВт/120 Гкал/ч	I очередь - 2015 г., II очередь - 2017-2018 г.	В связи с выработкой ресурса основного оборудования, а также повышенной аварийностью ЯГРЭС
Замена паровой турбины и паровых котлов ЯТЭЦ	2х50 т/ч 6 МВт	2014	замена оборудования выработавшего нормативный моторесурс.
Реконструкция центров питания в г. Якутске (ПС 110/6 кВ кВ «Набережная», ПС 110/6 кВ «Центральная», ПС 110/35/6 кВ «Хатынг-Юрях»)	5,9 км, 32,15 МВА	2012	обеспечение электроснабжения объектов г. Якутска к Играм Дети Азии, подключение новых потребителей.
ПС 110/10 Намыв с отпайками	0.2 км АС - 120	2х25 МВА,	2013 г.	обеспечение эл. снабжения г. Якутска, подключение новых потребителей.
Реконструкция ВЛ 110 кВ ЯГРЭС - Табага на участке ОРУ ЯГРЭС - ПС Намыв	3,7 км; 2х АС - 185	-	2012 г.
заходы на ЯГРЭС 2 ВЛ 110 кВ ЯГРЭС 2 - Табага	0,3 км; 2хАС-240	-	2015	обеспечение выдачи мощности Якутской ГРЭС-2 Повышение надежности электроснабжения потребителей
ВЛ 110 кВ ЯГРЭС 2 - Табага	28 км; АС - 240		2015
ПС 110 кВ Геолог	-	2х25	2015
ВЛ 110 кВ ЯГРЭС2 - ПС 110 кВ Хатынг - Юрях	6,6 км; 2хАС - 240	-	2015
Реконструкция ВЛ 110 кВ ЯГРЭС-2-Бердигестях	0,2 км; 2хАС-150	-	2015-2020
заходы на ЯГРЭС 2 ВВЛ 110 кВ ЯГРЭС 2 - ЯГРЭС	0,2 км; 2хАС-240	-	2015
ВЛ 110 ЯГРЭС - ПС Хатынг - Юрях	5,65 км; 2хАС - 240	-	2015
ВЛ 110 кВ Майя-Н. Бестях	55 км 2хАС - 240	-	2014
перевод существующей ВЛ 110 кВ Табага - Временная (Майя) - Чурапча - Хандыга на 220 кВ со строительством второй линии 220 кВ	24,1 км АС - 240	2х125	2014	Обеспечения передачи мощности из ОЭС Востока, обеспечение надежное электроснабжение Нежданинского ГОКа и району Заречья.

3.3 Западный энергорайон

Схема электроснабжения ЗЭР была уточнена с применением данных ФСК ЕЭС на ввод новых потребителей. В ЗЭР строительство новых линий связано, прежде всего, со строительством нефтепровода ВСТО. В соответствии с «технико-экономическое обоснование строительства электросетевых объектов ЕНЭС в составе схемы внешнего электроснабжения трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий Океан - 1 (расширение до 80 млн. т. в год)»» и оскольку неизвестно как будет проходить раздел в электроснабжении НПС, в дипломном проекте считаем, что на территории ЗЭР располагаются НПС с 10 по 15. НПС 16 питается от Южно - Якутского энергорайона. В 2015 году планируется строительство связи между НПС 15 и НПС 16, которая обеспечит связь с ОЭС Востока. На севере ЗЭР располагается крупнейшая алмазодобывающая компания страны АК «АЛРОСА», входящая в десятку наиболее эффективных предприятий Российской Федерации, почти вся генерация от Каскада Вилюйских ГЭС и Светлинской ГЭС идет на электроснабжения её потребителей. К 2015 году планируется ввод Удачнинского ГОКа, расположенного на алмазной трубке Айхал, в связи с этим планируется реконструкция линии 220 кВ ВГЭС - Айхал - Удачный.

На данный момент сеть 220 кВ ЗЭР такова, что все генерация от трех ГЭС приходит на одну ПС Районая и от нее отходят три линии на электроснабжения потребителей ПС Мирный, ПС Сунтар, отключение одной из этих линий вызовет перегруз остальных двух. В будущем это может привести к серьезным проблемам в снабжении нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий Океан. Поэтому до 2015 года запланировано строительство двух одноцепных линий 220 кВ Чернышевская - Мирный, которая позволит решить эту проблему.

Перспективное состояние сети с учетом связи с ОЭС Востока показана на рисунке Д 140205.021.003. На данный момент НПС 10 питается от Иркутской энергосистемы, поэтому в дипломном проекте она не учитывается.

Таблица 3.3 - Перечень новых и расширяемых объектов электроэнергетики на территории ЗЭР Саха (Якутия)

Наименование объекта	Мощность объекта	Год ввода	Обоснование необходимости строительства
	ВЛ, км	трансформаторы и УШР, МВА
Реконструкция ВЛ 220 кВ ВГЭС - Айхал - Удачный (3; 4 этапы)	195 км; АС - 300; АС - 400	-	2015 г.	обеспечение надежности эл. снабжения Айхало-Удачнинского энергоузла
ВЛ 220 кВ Чернышевская - Мирный	102 км; 2хАС - 240	-	2011-2013	обеспечение эл. снабжения Ленского энергорайона, подключение новых потребителей, подключение объектов нефтепроводной системы ВСТО, в перспективе создание связи с Южно-Якутским энергорайоном.
ВЛ 220 кВ Мирный - Ленск	234 км; 2хАС - 240	-	2011-2013
ВЛ 220 кВ Ленск - Пеледуй с отпайкой до НПС 11	217 км; 2хАС - 400	УШР (Пеледуй) 100 МВАр	2011-2013
ПС 220/35/10 НПС 11 с отпайками	1 км; 2хАС - 400	2х63
ВЛ 220 кВ Ленск - НПС 12	27,5 км; 2хАС - 400	УШР (Ленск) 100 МВАр	2011-2013
ПС 220/35/10 НПС 12	-	2х25;	2014
ПС НПС 12 - Олекминск, с отпайкой на НПС 13	324 км; АС - 400	-
ВЛ 220 кВ Мирный - Сунтар	240 км; АС - 240	-	2014	повышение надежности Вилюйской группы районов Республики Саха (Якутия)
ВЛ 220 кВ Сунтар - Нюрба	160 км; АС - 240	-	2014
ВЛ Олекминск - НПС 15, с отп. на НПС 14	141 км; 2хАС - 240	-	2015	увеличение надежности ВСТО, организация параллельной работы с Южно - Якутским энергорайонов
ВЛ НПС 15 - Нижний Куранах, с ПС 220/35/10 НПС 15	389,5 км; 2хАС - 240	2х25



4. Основные технические решения по линиям межрайоных связей

4.1 Центральный энергорайон - ОЭС Востока

Характеристика трассы

Связь осуществляется по двум одноцепным линиям Нижний Куранах - Томмот - Майя. Основным критерием выбора направления трассы ВЛ является наименьшая её протяженность с учётом минимизации нежелательных экологических и связанных с ними социально - экономических последствий при строительстве.

В административном отношении трасса проектируемой ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Томмот - Майя расположена на территории Алданского, Хангаласского и Мегино - Кангаласского районов Республики Саха (Якутия). На участке ПС Нижний Куранах - ПС Томмот выполняется перезаводка существующей ВЛ Нижний Куранах - Томмот, построенной в габаритах 220 кВ и работающей на напряжении 110 кВ с ОРУ 110 кВ в расширяемое ОРУ 220 кВ подстанции 220/110/35/6 кВ нижний Куранах.

Для перезаводки вышеуказанной ВЛ из ячейки 110 кВ Томмотской дизельной электростанции на ОРУ 220 кВ проектируемой ПС 220/110/35 кВ Томмот предлагается выполнить «заход - выход» двухцепной ВЛ длиной ? 2 км.

Конечной точкой проектируемой ВЛ 220кВ Нижний Куранах - Томмот - Майя является ОРУ 220 кВ с проектируемой подстанции Майя.

Общее направление трассы проектируемой ВЛ 220 кВ - северное.

Протяженность трассы от ПС Нижний Куранах до ПС Томмот составляет 47,5 км, от ПС Томмот до ПС Майя - 431 км.

Трасса проектируемой ВЛ проложена в одном коридоре с федеральной автодорогой М - 56 «Лена» Большой Невер - Якутск.

Трасса проектируемой ВЛ 220 кВ неоднократно пересекает железную дорогу, федеральную автодорогу М - 56 «Лена», другие автодороги.

Кроме того проектируемая ВЛ 220 кВ пересекает реки Алдан, Амга, Лютенге, многочисленные притоки реки Лена. Река Алдан на участке перехода судоходна.

В районе прохождения трассы проектируемой ВЛ 220 кВ опасных гидрометеорологических условий (сели, лавины) не наблюдается.

Местность района прохождения трассы слабо залесена; рельеф - горный, с участками всхолмленного и равнинного; пониженные места заболочены.

Населённые пункты - поселки Нижний Куранах, Томмот, Верхняя Амга, Улу, Качикатцы, Нижний Бестях, Майя.

Дорожная сеть района строительства представлена железной дорогой Тында - Беркакит - Томмот, федеральной автодорогой М - 56 «Лена», автодорогой Томмот - Беркакит - Томмот.

Климатические условия

Нормативные климатические условия повторяемостью 1 раз в 25 лет в соответствии с ПУЭ [7] рекомендуется принять:

Толщина стенки гололеда:

- ПС Нижний Куранах - ПС Майя - 15 мм.

Скорость ветра с 10 - минутным интервалом осреднения:

- ПС Нижний Куранах - ПС Майя - 30 м/с;

- Скорость ветра при гололеде - 16 м/с.

Таблица 4.1 - Температура воздуха на участке прохождения трассы

Температура воздуха	ПС Нижний Куранах - Томмот
Максимальная	+380С
Минимальная	- 620С
Среднегодовая	- 100С
При гололеде	- 100С
Наиболее холодной пятидневки	- 520С



Провода и тросы

На участке ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Томмот, работающей на напряжении 110 кВ, подвешен провод сечением АС - 300 мм² .

При переводе ВЛ Нижний Куранах - Томмот на напряжение 220 кВ замена провода сечением 2хАС - 300 мм² не требуется.

Выбор сечения провода на участке проектируемой ВЛ 220 кВ Томмот - Майя выполнен по экономической плотности тока с учётом динамики изменения нагрузки во времени в нормальных режимах.

При выполнении расчетов использованы следующие исходные данные по ВЛ 220 кВ Томмот Майя:

- напряжение - 220 кВ;

- протяженность - 431 км;

- нагрузка на первый год эксплуатации в нормальном режиме 145 МВт 209 А;

- число часов использования максимума нагрузки Т_м = 3500 часов.

Суммарное сечение проводов фазы проектируемой ВЛ составляет:

(4.1)

где - расчетный ток, А;

- нормированная плотность тока, А/мм² (равная 1,1 [7] для ВЛ при числе часов использования максимума нагрузки Тм - 3500 ч.).

Значение расчетного тока (Ip) ВЛ в соответствии с методикой, изложенной в Справочнике по проектированию электрических сетей [5] определено по формуле:

А, (4.2)



где - ток линии в 1-ый год её эксплуатации в доаварийном эксплуатационном режиме (определяется расчётом потокораспределения при прохождении максимума нагрузки энергосистемы), А;

коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии;

коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии (Т_м) и коэффициент её попадания в максимум энергосистемы (k_м).