CC BY
50
Библиографический список
1. Пермяков В.А., Пермяков К.В. Кожухотрубные теплооб- электрические станции: учебник для вузов / под ред. В.М. менные аппараты нового поколения для систем теплоснаб- Лавыгина, А.С. Седлова, С.В. Цанева. М.: Изд. дом МЭИ, жения: учеб. пособие. СПб.: Изд-во ПЭИПК, 2010. 160 с. 2009. 464 с.
2. Буров В.Д., Дорохов Е.В., Елизаров Д.П. и др. Тепловые
УДК 621.311.22:662.7
ФОРМИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ МОНГОЛИИ НА БАЗЕ ШИВЭЭ-ОВООСКОЙ ТЭС (КЭС)
Х. Энхжаргал1, С. Батмунх2, В.А. Стенников3
1,2Монгольский государственный университет науки и технологии, 210646, Монголия, г. Улан-Батор, Р.О.В. 46/69. 3Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.
Рассматривается существующее состояние электроэнергетического комплекса Монголии, предлагаются перспективные разработки, направленные на его развитие и интеграцию в международную энергетическую систему стран Северо-Восточной Азии. Разрабатываются современные энергоэффективные и экологические технологии сжигания угля на базе мультикомплексов, которые обеспечивают успешную реализацию перспективных планов. Ил. 4. Табл. 5. Библиогр. 6 назв.
Ключевые слова: электроэнергетическая система; линия электропередачи; режимы функционирования; мультикомплекс; угольные месторождения; утилизация отходов.
FORMATION OF MONGOLIAN ELECTRIC POWER SYSTEM AT BAZESHIVEE OVOO THERMAL POWER PLANT
(CONDENSING POWER PLANT)
Kh. Enkhzhargal, S. Batmunkh, V.A. Stennikov
Mongolian State University of Science and Technology, 210646, Mongolia, Ulan Bator, P.O.B. 46/69. Institute of Energy Systems named after L.A. Melentyev SB RAS, 130 Lermontov St., Irkutsk, 664033.
The article considers the current state of the Mongolian electric power complex. It offers promising developments directed at its progress and integration into the international power system of the countries of North-East Asia. The authors work out modern energy-efficient and environmentally friendly coal burning technologies based on multi complexes that ensure successful implementation of long-term plans. 4 figures. 5 tables. 6 sources.
Key words: electric power system; transmission line; operation modes; multi complex; coal deposits; waste recycling.
Действующая Центральная электроэнергетическая система (ЦЭЭС) Монголии, как и ряд других региональных энергосистем страны, создавалась в условиях плановой экономики, на протяжении всего своего существования развивалась согласно прогнозам роста электропотребления страны дореформенного периода. В последние годы наметились новые тенденции в социальной и экономической деятельности правительства страны, прежде всего, это привлечение отечественных частных и иностранных инвестиций предпочтительно в развитие горнодобывающей промыш-
ленности. Изменения в области использования природных ресурсов создали в стране после 2000 г. благоприятные условия для инвестиционной деятельности, что способствовало развитию новых, в основном, горнодобывающих предприятий. В результате активизации экономической деятельности энергетическое хозяйство страны оказалось неподготовленным к увеличивающемуся спросу на электроэнергию на внутреннем рынке из-за дефицита генерирующих мощностей, которые не могли удовлетворить даже существующие потребности. При этом складывалась со-
1Энхжаргал Халтарын, доктор, профессор, директор Института энергетики, тел.: (976) 11323579, e-mail: [email protected]
Khaltaryn Enkhzhargal, Doctor, Professor, Director of the Institute of Power Engineering, tel.: (976) 11323579, e-mail: [email protected]
2Батмунх Сэрээтэрийн, академик, директор Института теплотехники и промышленной экологии, тел.: (976) 11315649, e-mail: [email protected]
Batmunkh Sereeteriin, Academician, Director of the Institute of Heating Engineering and Industrial Ecology, tel.: (976) 11315649, e-mail: [email protected]
3Стенников Валерий Алексеевич, доктор технических наук, профессор, заместитель директора Института по науке, тел.: 79148952306, e-mail:[email protected]
Stennikov Valery, Doctor of technical sciences, Professor, Deputy Director of the Institute for Science, tel.: 79148952306, e-mail: [email protected]
вершенно непредвиденная ситуация в энергетической сфере страны. Здесь главной причиной стала проблема неопределённости исходной информации в прогнозе энергопотребления и отсутствие в ранее принятых программных документах целостной системы прогнозирования ситуации в экономике страны в целом. При формировании Правительства Монголии, последовавшем вслед за парламентскими выборами
2008 г., функции разработки и реализации политики в рассматриваемой сфере были возложены на вновь образованное Министерство минеральных ресурсов и энергетики. По предложению этого министерства в
2009 г. Правительством Монголии были постановлены и рассмотрены вопросы по укреплению энергетической отрасли. В результате данного обсуждения было подготовлено и 12 января 2009 г. принято постановление Правительства Монголии № 20 о поэтапном инвестировании энергетических объектов в размере 210 млн USD в течение 2009-2012 гг. Эти средства предполагается расходовать в основном на строительство новых генерирующих мощностей, поскольку это первоочередная проблема для монгольской энергетики. Согласно принятым планам намечено строительство 8-ми тепловых электрических станций (ТЭС) мощностью от 60 до 600 МВт и 2-х ветроэнергетических станций (ВЭС) мощностью 52 и 102 МВт. Кроме того, предполагается сооружение ряда важнейших для разрозненных до настоящего времени монгольских энергосистем системообразующих линий электропередачи (ЛЭП).
Выполнение намеченных планов должно обеспечить ЦЭЭС и другие электроэнергетические системы (ЭЭС) Монголии необходимой генерирующей мощностью, требуемыми связями и пропускными способностями ЛЭП, что будет способствовать созданию хороших перспектив для активного развития промышленного комплекса страны. Электроэнергетические системы Монголии согласно этим планам будут располагать собственными резервными мощностями и разви-
тыми электрическими сетями, столь необходимыми для повышения надёжности энергосистем и энергетической безопасности страны в целом.
Принятая правительством в 2001 г. и скорректированная в 2007 г. Программа создания объединённой энергосистемы [1] до настоящего времени в полном объёме не реализована, поэтому ещё до конца не сформирована её планируемая структурная и топологическая схема. В связи с этим в Монголии сейчас функционируют пять разрозненных достаточно крупных ЭЭС, а именно: ЦЭЭС, Западная (ЗЭЭС), Алтай-Улиастайская (АУЭЭС), Восточная (ВЭЭС) и Южная (ЮЭЭС) - энергосистема Гобийского региона. Наиболее развитой из них является ЦЭЭС, которая охватывает большую часть территории страны и имеет электрическую связь с ВЭЭС. Остальные ЭЭС не связаны между собой и с ЦЭЭС, функционируют раздельно, снабжая электроэнергией потребителей, расположенных в границах обслуживаемых ими территорий. ЦЭЭС имеет более 91% располагаемой электрической мощности и покрывает более 90% своих потребностей, небольшая часть мощности поставляется в ВЭЭС. Самобалансируемой энергосистемой является АУЭЭС, другие же ЭЭС импортируют недостающую мощность из энергосистем России.
Сетевое хозяйство ЭЭС Монголии в настоящее время объединяет около 31000 км электрических сетей, при этом системообразующие ЛЭП напряжением 220 кВ имеют общую протяжённость порядка 1400 км, длина передающих сетей напряжением 110 кВ составляет 4240 км и распределительные сети напряжением 0,4-35 кВ имеют суммарную протяжённость около 25000 км. На рис. 1 представлены принципиальные схемы существующих ЛЭП, действующих в Монголии энергосистем, с выходом за пределы страны (сплошными и пунктирными линиями синего и жёлтого цвета выделены планируемые к прокладке перспективные ЛЭП, которые обеспечат создание единой электроэнергетической системы Монголии).
Рис. 1. Существующее состояние и схема развития электроэнергетических систем Монголии
Суммарная установленная мощность электрических станций всех типов в Монголии составляет 913 МВт, их располагаемая мощность по разным причинам не превышает 711 МВт или не более 78% её установленной величины. Максимальная пиковая мощность электрических нагрузок потребителей выше располагаемой мощности электростанций на 10% и в последние годы достигает 781 МВт (2011 г.). Дефицит недостающей мощности в пределах 70% нагрузки восполняется импортными поставками из Красноярской и Восточно-Сибирской электроэнергетических систем Российской Федерации [2].
Основные параметры внутрисистемных и межсистемных перетоков мощности в действующих энергосистемах Монголии по состоянию на 2011 г. показаны на рис. 2, где приведены суммарные уровни генерирующей (отпускаемой) мощности электростанций и электрической нагрузки потребителей по энергосистемам с учётом импорта недостающей электрической мощности из электроэнергетической системы России.
Анализ данных по производству и потреблению электрической энергии в Монголии за период с 2004 по 2011 гг. показывает, что ежегодный прирост спроса на электроэнергию составляет в среднем 4,7% [3]. В табл. 1 приведены балансы электрической мощности по производству электроэнергии и электрическим нагрузкам (потребления) по этим энергосистемам за
два последних года (2010/2011 гг.). Их сопоставление показывает, что энергосистема Монголии не удовлетворяет свои внутренние потребности в электрической мощности, дефицит которой с каждым годом нарастает: в 2010 г. он составил более 41 МВт (5,5%), а в 2011 г. - более 70 МВт (9,0%), то есть за прошедший год он увеличился в 1,7 раза.
Предполагается, что в 2013-2014 гг. и далее дефицит электрогенерирующих мощностей будет нарастать так же, как и дефицит общей тепловой мощности, например по ТЭЦ г. Улан-Батор, входящей в ЦЭЭС. Наглядно это можно представить по прогнозным данным, излагаемым ниже.
Прогнозы роста электропотребления по электроэнергетическим системам выполнялись в соответствии с перспективным развитием экономики и социальной сферы территорий Монголии. В связи с наличием большой неопределённости многих показателей перспективные оценки рассчитывались в виде диапазона, учитывающего возможные погрешности из-за недостоверности информации. В табл. 2 приведены прогнозы прироста электрических нагрузок по пятилеткам для минимального, наиболее вероятного, сценария развития экономики страны. Даже эти относительно скромные оценки показывают довольно высокие темпы роста потребления электроэнергии.
Рис. 2. Структурная схема, параметры генерации и потребления электрических мощностей энергетических
систем Монголии по состоянию на 2011 г.
Таблица 1
Баланс электрической мощности по энергосистемам Монголии за 2010/2011 гг.
Электроэнергетическая система Располагаемая мощность, МВт Электрическая нагрузка, МВт Дефицит/избыток мощности, МВт
Западная ЭЭС 11,4 / 11,4 22,0 / 23,2 -10,6 / -11,8
Алтай-Улиастайская 10,9 / 10,9 10,5 / 11,0 +0,4 / -0,1
Центральная 641,5 / 647,5 671,0 / 697,0 -39,5 / -49,5
Восточная 27,0 / 27,0 33,0 / 36,0 -6,0 / -9,00
Южная 15,6 / 20,4 11,0/29,0 +4,6 / -8,6
ИТОГО по ЭЭС 706,4 / 717,2 747,5 / 796,2 -51,07 /-79,0
Таблица 2
Прогноз прироста электрических нагрузок по ЭЭС, МВт_
Электроэнергетическая система Годы Итого (2011-2025 гг.)
2011-2015 2016-2020 2021-2025
Западная 24,5 94,0 27,5 146,0
Алтай-Улиастайская 19,4 23,2 17,7 60,3
Центральная 519,6 705,0 614,5 1839,1
Восточная 93,9 263,6 73,3 430,8
Южная 252,6 239,7 111,0 603,3
Итого по ЭЭС 910,0 1325,5 844,0 3079,5
Наиболее вероятные темпы прироста генерирующей мощности по энергосистемам приведены в табл. 3. Согласно предложенному прогнозу, к концу рассматриваемого периода энергосистема страны должна обеспечить баланс спроса и предложения по электрической мощности как в целом, так и по отдельным энергосистемам. В отдельные годы этот баланс может не выполняться, поэтому он должен восполняться путём межсистемных перетоков внутри страны и возможных поставок из России.
Выполненный прогноз прироста электрических нагрузок и предполагаемый ввод электрической мощности по отдельным территориям сделали возможным проведение исследований по прогнозированию электропотребления страны на период до 2025 г. Даже для сценария с минимальным уровнем развития экономики энергопотребление возрастет почти в 5 раз по сравнению с его величиной 2010 г. Основными потребителями, обеспечивающими увеличение энергопотребления, являются горнодобывающая, перерабатывающая и строительная отрасли промышленности. Рассчитанные прогнозные оценки баланса спроса и предложения генерирующей мощности по энергосистемам Монголии до 2025 г. для достаточно сдержанных темпов роста экономики страны и, следовательно, электропотребления, а также предполагаемые вводы генерирующей мощности приведены в табл. 4.
Согласно прогнозам ожидаемых электроэнергетических балансов по всем энергосистемам Монголии, может быть, только кроме АУЭЭС, в период до 2018 г. будет наблюдаться дефицит мощности в пределах 130-400 МВт в разные годы. В перспективе на уровне нагрузок 2023-2025 гг. дефицитными останутся ВЭЭС и ЮЭЭС. В начальный период (до 2018 г.) обеспече-
ние недостающей мощности предполагается осуществлять из России, а в отдалённой перспективе (после 2023 г.) - из соседних энергосистем Монголии. Максимально тяжёлым по уровню дефицита мощности (более 400 МВт) ожидается 2014 г. В дальнейшем путём последовательного ввода намеченных электроге-нерирующих мощностей баланс спроса и предложения в определённой мере будет восстанавливаться и только к 2018 г. дефицит генерирующих мощностей по энергосистемам Монголии в целом может быть полностью устранён. За предстоящий пятнадцатилетний период требуемый ввод мощности для удовлетворения внутреннего спроса на энергию должен составить не менее 3240 МВт (в 4,5 раза превышающий существующие мощности), при этом её резерв может составить не более 121 МВт (3%), что не может обеспечить его необходимый уровень без экспортных поставок из-за пределов Монголии.
Проведённые исследования свидетельствуют о том, что современное состояние энергохозяйства Монголии находится на стадии формирования единого электроэнергетического пространства страны. В настоящее время и в ближайший пятилетний период оно не готово к тому, чтобы гибко реагировать на современные вызовы экономики страны без импортных поставок электрической мощности и энергии.
Для обеспечения растущих потребностей экономики и социальной сферы, а также для удовлетворения технической и технологической надёжности электроснабжения потребителей следует аккумулировать крупные суммы инвестиций и направить их на реализацию мероприятий по реконструкции, расширению и новому строительству генерирующих и электросетевых объектов энергетики [4].
Таблица3
Прогноз прироста генерирующей мощности по ЭЭС, МВт
Электроэнергетическая система Годы Итого (2011-2025 гг.)
2011-2015 2016-2020 2021-2025
Западная 9,6 43,4 45,6 98,6
Алтай -Улиастайская 25,8 25,8 0,9 52,5
Центральная 519,6 969,0 604,5 2093,1
Восточная 27,0 299,0 111,7 437,7
Южная 36,6 525,0 3,0 564,6
Итого по ЭЭС 618,0 1862,2 765,7 3245,9
Таблица 4
Прогноз балансов спроса и предложения мощности по энергосистемам Монголии с 2010 по 2025 г.,
МВт
Энергосистема, Год
показатели 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Западная ЭЭС
Генерирующая мощность Электрическая нагрузка 11,4 22,0 11,4 23,2 11,4 25,3 11.4 31.5 11,4 34,1 21,0 46,5 21,0 71,4 37,0 95,0 53,0 124,5 57,8 135,4 64,4 140,5 81,5 145,3 81,5 152,6 95,7 158,5 95,8 163,2 110,0 168,0
Дефицит / резерв -10,6 -11,8 -13,9 -20,1 -22,7 -25,5 -50,4 -58,0 -71,5 -77,6 -76,1 -68,8 -71,1 -62,8 -67,4 -58,0
Алтай-Улиастайская
ЭЭС 10,9 10,9 10,9 11,8 36,7 36,7 61,6 61,6 61,6 61,6 62,5 62,5 63,4 63,4 63,4 63,4
Генерирующая мощность Электрическая нагрузка 10,5 11,0 13,0 16,3 20,1 29,9 30,5 37,6 39,5 46,7 53,1 54,3 63,7 68,6 70,0 70,8
Дефицит / резерв -0,4 -0,1 -2,1 -4,50 16,6 6,8 31,1 24,0 22,1 14,9 9,4 8,2 -0,3 -5,2 -6,6 -7,4
Центральная ЭЭС Генерирующая мощность 641,5 647,5 671,5 710,5 841,5 1161,1 1361,1 1549,4 1786,9 1836,6 2130,1 2353,1 2445,5 2539,6 2639,6 2734,6
Электрическая нагрузка 671,0 697,0 755,5 863,3 1064,9 1191,9 1404,0 1517,8 1635,0 1796,4 1897,5 2279,1 2363,9 2413,2 2461,9 2511,5
Дефицит / резерв -39,5 -49,5 -84,0 -152,8 -223,4 -30,8 -42,9 31,6 151,9 40,2 232,6 74,0 81,6 126,4 177,7 223,1
Восточная ЭЭС
Генерирующая мощность Электрическая нагрузка 27,0 33,0 27,0 36,0 27,0 42,0 27.0 47.1 40,5 69,7 54,0 126,9 186,8 255,9 209,3 279,9 231,8 317,7 350,3 361,8 353,0 390,5 357,6 429,5 458,2 436,0 462,8 442,5 464,7 458,5 464.7 463.8
Дефицит / резерв -6,0 -9,0 -15,0 -21,1 -29,2 -72,9 -69,1 -70,6 -85,9 -11,5 -37,49 -71,9 21,8 20,3 6,2 0,9
Южная ЭЭО
Генерирующая мощность 15,6 20,4 36,9 35,1 43,2 52,2 309,3 321,9 570,0 574,5 577,2 577,2 577,2 577,2 577,2 577,2
Электрическая нагрузка 11,0 29,0 49,0 93,1 191,2 263,6 338,0 381,3 425,6 475,0 503,3 515,6 550,3 611,6 613,1 614,3
Дефицит / резерв 4,6 -8,6 -12,1 -58,0 -148,0 -211,4 -28,7 -59,4 144,4 99,5 73,9 61,6 26,9 -34,4 -35,9 -37,1
ИТОГО по ЭЭС
Генерирующая мощность 706,4 717,2 757,7 795,8 973,3 1325,0 1939,8 2179,2 2703,3 2880,7 3187,2 3431,9 3625,8 3738,8 3840,6 3949,9
Электрическая нагрузка 747,5 796,9 884,9 1052,3 1380,0 1858,8 2099,8 2311,6 2542,3 2815,3 2984,9 3423,9 3566,9 3694,4 3766,7 3828,4
Дефицит / резерв -51,1 -79,7 -127,2 -256,5 -406,7 -333,8 -160,0 -132,4 161,0 65,4 202,3 8,0 58,9 44,4 73,9 121,5
В связи с этим возникает необходимость наращивания ввода новых генерирующих мощностей для надёжного и бесперебойного обеспечения возрастающего с каждым годом уровня электрических нагрузок потребителей, Благодаря вводу в эксплуатацию Дур-гунской и Тайширской ГЭС и установки мощных дизельных электрогенерирующих агрегатов АУЭЭС становится самосбалансированной и способной полностью обеспечить электроэнергией обслуживаемый регион и устранить имеющийся дефицит мощностей (см, табл, 4). Завершение строительства ТЭС в Тэлмэн Самоне Дзавханского аймака ещё более улучшит обеспеченность генерирующими мощностями АУЭЭС и тем самым сделает её резервообеспеченной и обладающей всеми возможностями объединения с ЦЭЭС, Здесь ключевым системообразующим участком является ЛЭП Тэлмэн-Мурэн напряжением 110 кВ и протяжённостью около 400 км (см, рис, 1). Её сооружение будет первым конкретным шагом к образованию объединённой ЭЭС страны.
В южных районах страны, где в ближайшее время может потребоваться значительное количество элек-трогенерирующей мощности, по-прежнему будет сохраняться её дефицит, Намечаемое здесь строительство КЭС мощностью 300-400 МВт не обеспечит его устранение, поэтому покрытие недостающих мощностей временно будет решаться путём энергоимпорта. Для снижения возможного напряжения по электрической мощности в этом регионе разрабатывается проектное решение, предусматривающее сооружение ЛЭП на участке Оюутолгой - Внутренняя Монголия -Китай.
При выполнении в ближайшее время части намеченных мероприятий по вводу в эксплуатацию новых электрогенерирующих мощностей и ЛЭП, которые
показаны на рис, 3, будет сделан первый значительный шаг на пути укрепления энергетического хозяйства Монголии. К этим первоочередным мероприятиям относятся: строительство ТЭЦ-5 мощностью 800 МВт в г. Улан-Батор, КЭС на Адуунчулунском, Шивээ-Овооском и Тавантолгойском угольных месторождениях, а также ветропарков в г. Сайн-Шанд и на Оюутолгойском золоторудном месторождении. Таким образом, решение задачи укрепления энергохозяйства Монголии не только создаёт реальные возможности обеспечения региональных потребителей электроэнергией от собственных источников, но и способствует вводу в экономический, производственный оборот крупных стратегических месторождений полезных ископаемых.
Системообразующей и во многом определяющей ЭЭС в Монголии по многим факторам является Центральная электроэнергетическая система. Важной задачей для ЦЭЭС представляется рациональное распределение планируемых нагрузок между наиболее крупными источниками. Эта задача решалась для каждого временного этапа развития системы. При её решении учитывались распределение электрических нагрузок по территории страны, электрические мощности существующих и предлагаемых к сооружению источников, а также возможные связи между ними. В результате данных исследований были получены оптимальные потоки мощности и загрузки источников с учётом имеющихся и вероятных ограничений. В качестве исходных данных были приняты следующие величины по выдаче мощности в энергосистему (МВт), а именно:
Цайдамнуурская ТЭС - 240;
ТЭЦ-5 - 240;
Баянтээгская ТЭС - 16;
ВЭС - 30,6;
Багануурская ТЭС - 128;
Чандганская ТЭС - 96;
Тавантолгойская ТЭС - 240;
Оюутолгойская ТЭС - 47,7;
Мандалговская ТЭС - 24,
Проведённые расчёты показывают, что появляется возможность объединения ВЭЭС и ЮЭЭС с ЦЭЭС.
При условии создания планируемой структуры ЦЭЭС к 2025 г. будет иметь установленную мощность (около 3,0 ГВт) на 11 источниках, а протяжённость двухцепной ЛЭП напряжением 220 кВ достигнет 2674 км,. Результаты исследований, проведённых на схеме главных магистральных системообразующихся ЛЭП, которые включают двухцепные линии напряжением 220 кВ протяжённостью: от ТЭЦ-4 до Адунчулунской ТЭС - 525 км, от Багануурской ТЭС через Бооролжу-утскую ТЭС и Цайдамнуурскую ТЭС до Чойры - 210 км, от Чойры через Сайншандскую ТЭС до Дзамын-Ууды - 425 км, от Улан-Батора через Мандалговскую ТЭС и Тавантолгойскую ТЭС до Оюутолгойской ТЭС -682 км, от Оюутолгойской ТЭС через Цагаансуваргу до Чойры - 449 км, от Цагаансуварги до Сайншанд-ской ТЭС - 205 км и от Оюутолгойской ТЭС до Китая -175 км, показали недостаточную надёжность и обеспеченность устойчивого режима работы этих ЛЭП, Здесь особое место по надёжности имеет участок
протяжённостью 1500 км кольцевой ЛЭП от Улан-Батора через Багануурскую ТЭС, Чойру, Цагаансуваргу, Оюутолгойскую ТЭС, Тавантолгойскую ТЭС, Мандалговскую ТЭС и обратно до Улан-Батора. При этом расстояние по ЛЭП от Селендума РФ через Монголию до Китая составляет 3863 км, Здесь в период 20202025 гг. на Шивээ-Овооском угольном разрезе планируется строительство ТЭС мощностью 280 МВт. Если же строительство здесь генерирующих источников и ветропарков не учитывать, то в 2020 г. будет иметь место недостаток электрической мощности для южного электроэнергетического региона. Хотя при рассмотрении баланса спроса и предложения на энергетическом рынке Монголии наблюдается положительная динамика, однако, в части надёжности функционирования ЛЭП с малой нагрузкой и значительной протяжённостью это не гарантирует полную обеспеченность энергоснабжения. Расчётные параметры основных магистральных ЛЭП при рабочем напряжении 220 кВ приведены в табл. 5.
Изложенные планы строительства намеченных сетевых и генерирующих мощностей пока не имеют стопроцентной финансовой обеспеченности и обладают достаточно высокой неопределённостью. Создаваемая в рамках программы формирования единой ОЭЭС Монголии принципиальная схема (см. рис. 3).
Рис. 3. Структурная схема источников и ЛЭП энергосистемы Монголии
Таблица 5
Расчётные параметры ЛЭП ЦЭЭС_
Линия электропередачи на участке Марка проводов Длина, км Генерация реактивной мощности, МВар
Гусиноозерская ТЭС - Дарханская ТЭС АС-300/39 256 35,8
Дарханская ТЭС - Эрдэнэтская ТЭС АС-300/39 151,86 21,3
Эрдэнэтская ТЭС - ТЭЦ-4 АС-300/39 259,7 36,4
Дарханская ТЭС - ТЭЦ-4 АС-400/51 199,7 28,0
ТЭЦ-4 - Улан-Батор АС-300/39 29 4,1
Улан-Батор - Багануурская ТЭС АС-300/39 117,8 16,5
Багануурская ТЭС - Бооролжуутская ТЭС АС-240/39 73 10,2
Бооролжуутская ТЭС - Цайдамнуурская ТЭС АС-240/39 27 3,8
Цайдамнуурская ТЭС - Чойра АС-240/39 110 15,4
Багануурская ТЭС - Чойра АС-400/51 178 24,9
Багануурская ТЭС - Чандганская ТЭС АС-400/51 150 21,0
Чандганская ТЭС - Ундэрхаанская ТЭС АС-400/51 60 8,4
Ундэрхаанская ТЭС - Адуунчулуунская ТЭС АС-400/51 315 44,1
Чойра - Сайншандская ТЭС АС-400/51 230 32,2
Сайншандская ТЭС - Дзамын-Ууд АС-400/51 195 27,3
Чойра - Цагаансуварга АС-400/51 280 39,2
Цагаансуварга - Сайншандская ТЭС АС-400/51 205 28,7
ТЭЦ-4 - Мандалговская ТЭС АС-400/51 270 37,8
Мандалговская ТЭС - Тавантолгойская ТЭС АС-400/51 292 40,9
Тавантолгойская ТЭС - Оюутолгойская ТЭС АС-400/51 120 16,8
Оюутолгойская ТЭС - Цагаансуварга АС-400/51 169 23,7
Оюутолгойская ТЭС - Китай АС-400/51 175 24,5
объединяющая энергоисточники и ЛЭП, представляет наиболее реальный вариант сооружения развитой энергетической структуры страны, распределённой по достаточно большой территории центрального, юго-восточного и южного районов, Вместе с тем, многовариантные расчёты режимов функционирования такой масштабной системы свидетельствуют о значительной сложности реализации наиболее оптимальных из них и обеспечения её работоспособности в условиях эксплуатации. К действующим Тавантолгойской и Чандганской ТЭС с максимальной мощностью 600 МВт в перспективе подключатся новые электростанции: в восточном районе - Адуунчулуунская ТЭС мощностью 450 МВт, в южном - Бооролжуутская и Цайдамнуурская ТЭС мощностью по 300 МВт. Связующим звеном между ними является Мандалговская ТЭС (60 МВт). Полученная таким образом энергогене-рирующая структура не может обеспечить надёжность всей энергосистемы. Появляется необходимость в дополнительном источнике, обеспечивающем нормальные условия работы энергосистемы и компенсирующем реактивные мощности по направлениям ЛЭП от Чойры до Дзамын-Ууд (425 км и 60,0 МВар), от Чойры до Тавантолгойской ТЭС (569 км и 80,0 МВар) и от Чойры до Китая (624 км и 88,0 МВар). Следовательно, возникает потребность в источнике моментально подавляющем реактивную мощность минимум в 158 МВар. Существующие мощности в объеме 280 МВт не удовлетворяют требуемым потребностям, Для этих целей, по крайней мере, целесообразно иметь источник мощностью не менее 700 МВт. Более того, дополнительная мощность в этом районе потребуется в связи с предполагаемым значительным увеличени-
ем электрических нагрузок в результате развития объектов горнодобывающей промышленности. Выполненные расчеты показали, что для обеспечения требуемого резерва мощности в создаваемой ОЭЭС актуальным вопросом является сооружение Шивээ-Овооской ТЭС.
Важным направлением следующего этапа развития Монгольской энергетики должно стать решение задачи экспорта электроэнергии на внешний рынок, то еесть подключение Монгольской ОЭЭС к работе в общем энергетическом пространстве с энергосистемами, прежде всего Китая и России, и других стран Северо-Восточной Азии. Вопрос создания мощной ТЭС, предназначенной для обеспечения надёжности энергохозяйства страны и одновременно экспорта электроэнергии в другие страны представляется для Монголии принципиальным, поэтому он и может и должен стать одним из основных направлений внешней экономической деятельности страны. Однако здесь проблематичными могут быть технические стороны данного вопроса. Это обусловлено тем, что в настоящее время освоенные технологии производства электроэнергии на существующих ТЭС многих стран отстают от требований, предъявляемых принципами устойчивого развития стран в XXI веке и нормами экологической чистоты. К числу возможных барьеров могут быть отнесены требования по необходимости утилизации отходов угольных ТЭС, ограничения на выбросы диоксида углерода и ряд других экологических проблем. Имеющиеся угольные технологии не могут в полном объёме преодолеть эти барьеры, в то же время полный отказ от угольной энергетики невозможен. В связи с этим, целесообразно модернизировать
Рис. 4. Перспективная схема энергосистемы с включением Шивээ-Овооской ТЭС в ОЭЭС Монголии
главное загрязняющее атмосферу технологическое звено ТЭС - парогенератор. Необходима разработка и внедрение в практику эксплуатации нового компактного, эффективного и экологичного парогенератора. Для мощных электростанций, таких как предполагаемая к сооружению Шивээ-Овооская ТЭС, это может быть энергоблок мощностью 800 МВт.
В соответствии с решением этой достаточно сложной, но очень востребованной в угольных регионах задачей может быть создание для крупных ТЭС новой природоохранной технологии [5]. Таким условиям отвечает угольная экологически чистая тепловая электростанция (ЭЧТЭС), работающая на шивэ-овооском угле по принципу мультикомплекса [6]. Мощность ТЭС оценивается в пределах 4,8 ГВт. Такая технология, представленная авторами совместно со специалистами Института теплофизики Сибирского отделения РАН ориентирована на использование бурого угля Шивээ-Овооского месторождения Монголии и использует оригинальные в научном и техническом плане разработки. С учётом предполагаемых режимных параметров Шивээ-Овооской ТЭС мощностью 4,8 ГВт в ОЭЭС Монголии структурно-функциональная схема энергосистемы центральной, восточной и южной территории страны может быть представлена в виде следующей схемы (рис. 4).
Дальнейшим перспективным этапом развития Монгольской объединенной электроэнергетической системы является подключение ее к межгосудар-
ственной электроэнергетической системе и участие в энергетическом сотрудничестве с наиболее динамично-развивающимися странами Северо-Восточной Азии, в которую входят Восточная Сибирь и Дальний Восток РФ, северные районы Китая, КНДР, Республика Корея и Япония. Эти страны заинтересованы в создании объединенного экономико-энергетического пространства и сотрудничества с Монголией.
Таким образом, перспективные планы освоения горнорудных месторождений и активного формирования социальной сферы и жилищного комплекса Монголии требуют создания нового уровня энергетики, для которой важнейшим направлением является формирование единой ОЭЭС с развитыми внешними связями. За предстоящий пятнадцатилетний период для удовлетворения внутреннего спроса требуется ввести не менее 3240 МВт мощности (в 4,5 раза больше существующей мощности) и более 1000 км системообразующих ЛЭП напряжением свыше 220 кВ. Важным направлением является усиление межгосударственных электроэнергетических связей. Реализация таких широкомасштабных планов требует применения новых технологий и технических решений, направленных на создание на базе угольных месторождений энергетических мультикомплексов, обеспечивающих производство полигамных продуктов и максимальную утилизацию отходов производства с минимальным экологическим воздействием на окружающую среду.
1. Единая электроэнергетическая система Монголии: программа Министерства инфраструктуры. Улан-Батор. 2001. 21 с.
2. Энхтайван Т. Сегодняшнее состояние и проблемы перспективы развития энергетической отрасли Монголии // Энергетическое производство и экология: материалы меж-дунар. Конф. Улан-Батор. 2010. С.10-15.
3. Материалы измерений и контроля электрических нагрузок на летний и зимний периоды 2010 и 2011 гг. национального диспетчерского центра.
4. Зоригт Д. Сегодняшнее состояние и проблемы перспектива развития отраслей минеральных ресурсов и энергетики
ский список
Монголии: доклад министра МРиЭ на совещании руководящих работников отраслей 14.05.2010 г. Улан-Батор.
5. Enkhjargal Kh., Batmunkh S., Salamatov V.V. Modern state and development trends for caol power engineering of Mongolia // Горение твердого топлива: сб. докл. VII Всерос. Конф. с междунар. участием. (Новосибирск, 10-13 ноября 2009 г.) Новосибирск. 2009. Ч. 3. С. 237-241.
6. ТЭС на угле как энергопромагрокомплекс. Электроннолучевое обезвреживание газовых выбросов / Энхжаргал Х. [и др.] // Энергетика и теплотехника: сб. науч. Тр. Новосибирск: Изд-во НГТУ. 2011. Вып. 16. С. 58-67.
