Распоряжение Правительства Республики Бурятия от 29.04.2016 № 239-р

4.8. Энергоузлы на территории энергосистемы Республики Бурятия, характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений

4.8.1. Общие основные проблемные вопросы энергосистемы

Надежность электроснабжения и качество электрической энергии

 Одной из проблем надежности электроснабжения энергосистемы Республики Бурятия является отсутствие резервирования электрических сетей 110 кВ и ниже.

Значительная территория республики обеспечивается протяженными радиальными линиями электропередач без необходимого резервирования, вследствие чего происходят частые отключения потребителей. Для обеспечения надежности электроснабжения этих районов необходимо строительство вторых линий или автономных источников электроэнергии.

Дефицит энергетических мощностей

Из-за слабого развития электрических сетей районы республики – зона БАМ и Байкальская территория – отличаются низкой надежностью электроснабжения, большой загрузкой центров питания и недостаточной пропускной способностью с отсутствием возможности подключения новых потребителей. Дефицитным энергорайоном в энергосистеме в настоящий момент является: Северобайкальский участок БАМ.

Реализация планов строительства Мокского гидроузла с Ивановским контррегулятором обеспечит решение проблем электроснабжения потребителей Бодайбинского и Мамско-Чуйского районов Иркутской области (приказами Минэнерго России в 2012-2015 годах данные районы отнесены к регионам с высокими рисками нарушения электроснабжения) и обеспечение сравнительно недорогой электрической энергией потребителей Республики Бурятия, Забайкальского края и Иркутской области.

Расположение Мокской ГЭС на границе Республики Бурятия и Забайкальского края может обеспечивать питание перспективных потребителей Забайкальского края и Бурятии, Северо-Восточных районов Иркутской области.

Одновременно следует отметить, что согласно СиПР ЕЭС дефицит электрической мощности в Бодайбинском и Мамско-Чуйском энергорайонах исключается за счет реализации мероприятий по строительству электросетевых объектов  220-500 кВ, включающих:

- сооружение ВЛ 500 кВ Усть-Кут – Нижнеангарская с ПС 500 кВ Нижнеангарская, ПС 500 кВ Усть-Кут с заходами ВЛ 500 и 220 кВ;

- сооружение транзита 220 кВ ПС 500 кВ Усть-Кут – ПС 220 кВ Пеледуй – ПС 220 кВ Мамакан;

- перевод ВЛ 110 кВ Таксимо – Мамакан с отпайками на ПС 110 кВ Дяля и Чаянгро (в габаритах 220 кВ) на проектное напряжение 220 кВ с установкой второго АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Мамакан и реконструкцией ОРУ 220 кВ.

Физический и моральный износ оборудования электростанций и электрических сетей

На протяжении длительного времени в связи с недостатком финансовых средств ремонтно-восстановительные и профилактические работы в сетях энергосистемы в необходимых объемах не проводились. Износ основных фондов достигает 83,4%, в т.ч. износ линий электропередач и устройств к ним 81,89%, износ оборудования 85%.

4.8.2. Проблемные вопросы в электросетевом комплексе 220 кВ

1.         Ограничение пропускной способности

Низкая пропускная способность и высокая протяженность межсистемных связей между ОЭС Сибири с ОЭС Востока по ВЛ 220 кВ по Северобайкальскому участку ЭС приводит к необходимости раздельной работы энергосистем, что снижает надежность электроснабжения потребителей в нормальной и ремонтных схемах. Мощность, передаваемая по транзиту Северобайкальского участка ЭС, ограничена 205 МВт сечения Иркутск – Бурятия (Северобайкальский участок) по критерию обеспечения запаса статической устойчивости электропередачи по активной мощности в послеаварийных режимах. Пропускная способность ВЛ-220 кВ исчерпала свои возможности и не имеет резерва для подключения новых потребителей энергосистемах Республики Бурятия и Забайкальского края, что является основным препятствием экономического развития региона.

Решением является строительство ВЛ 500 кВ Усть-Кут – Нижнеангарская с ПС 500 кВ Нижнеангарская с заходами ВЛ 220 кВ Северобайкальск – Кичера и ВЛ 220 кВ Северобайкальск – Ангоя для возможности подключения перспективных потребителей (включено в проект СиПР ЕЭС России 2016-2022 гг. (2019 - год окончания строительства).

4.8.3. Ограничение пропускной способности сети 220 кВ

Энергорайон Северобайкальского участка энергосистемы Республики Бурятия.

Характеристика энергорайона: Северобайкальский участок включает в себя подстанции 220 кВ: ПС 220 кВ Дабан, ПС 220 кВ Северобайкальск, ПС 220 кВ Кичера, ПС 220 кВ Ангоя, ПС 220 кВ Новый Уоян, ПС 220 кВ Ангаракан, ПС 220 кВ Янчукан, ПС 220 кВ Перевал, ПС 220 кВ Окусикан, ПС 220 кВ Таксимо, ПС 110 кВ Таксимо-тяговая, ПС 110 кВ Ирокинда, ПС 110 кВ Кедровская, ПС 110 кВ Таксимо-110.

Границы энергорайона Северобайкальского участка определяют следующие элементы сети:

ВЛ 220 кВ Улькан – Дабан (УД-32);

ВЛ 220 кВ Кунерма – Северобайкальск (КС-33);

ВЛ 220 кВ Таксимо – Мамакан;

ВЛ 110 кВ Таксимо – Мамакан с отпайками;

ВЛ 220 кВ Таксимо – Куанда (ТК-47);

ВЛ 110 кВ Таксимо – Чара с отпайками (ТТ-72).

При ведении режимов в Северобайкальском участке существенное значение имеет потребление не только подстанций Северобайкальского участка, но и потребление подстанций ПС 220 кВ Улькан, ПС 220 кВ Кунерма, Бодайбинского и Мамско-Чуйского районов Иркутской области, а также ПС 220 кВ Куанда и ПС 220 кВ Чара энергосистемы Забайкальского края и ПС 220 кВ Хани, ПС 220 кВ Олёкма, ПС 220 кВ Юктали, ПС 220 кВ Лопча, ПС 220 кВ Хорогоча энергосистемы Амурской области при переносе точки раздела сети 220 кВ на транзите электроснабжения Северобайкальского участка между ОЭС Сибири и ОЭС Востока. Поэтому в состав контролируемого сечения Иркутск – Бурятия (Северобайкальский участок) входят следующие элементы сети:

ВЛ 220 кВ Киренга – Улькан (КУ-30);

ВЛ 220 кВ Киренга – Кунерма (КК-31).

Существенное влияние на величину максимально допустимых перетоков в контролируемом сечении Иркутск – Бурятия (Северобайкальский участок) оказывают ВЛ 500 кВ, 220 кВ на участке от Усть-Илимской ГЭС до ПС 220 кВ Киренга, поэтому при определении максимально допустимых перетоков необходимо учитывать состояние данных ВЛ. Основными потребителями на территории Северобайкальского участка являются ОАО «РЖД», ресурсо-добывающие предприятия и жилищно-коммунальный сектор. Присутствуют потребители всех категорий надежности электроснабжения. Численность населения 48,6 тысяч человек.

Источники генерации на Северобайкальском участке отсутствуют.

Баланс Северобайкальского участка представлен в таблице 35.

Баланс Северобайкальского участка

Таблица 35

Составляющие баланса	Летний режим	Зимний режим
Потребление подстанций энергосистемы Республики Бурятия	70,3 МВт – максимальное[1][1] на 31.08.2015 53,5 МВт – по летнему контрольному замеру 2015 г.[1][2]	103 МВт – максимальное на 30.01.2016 84,9 МВт – по зимнему контрольному замеру 2014 г.
Потребление подстанций энергосистемы Иркутской области (ПС 220 кВ Улькан, ПС 220 кВ Кунерма)	21,0 МВт – максимальное на 31.08.2015 13,7 МВт – по летнему контрольному замеру 2015 г.	45 МВт – максимальное на 30.01.2016 17 МВт – по зимнему контрольному замеру 2014 г.
Переток в КС Иркутск – Бурятия (Северобайкальский участок) в нормальной схеме	154,3 МВт (на момент максимума потребления) 73,1 МВт (на момент летнего контрольного замера)	225 МВт (на момент максимума потребления) 167 МВт (на момент зимнего контрольного замера)
МДП в КС в нормальной схеме	205 МВт	205 МВт
МДП в КС в наиболее тяжелой ремонтной схеме	190 МВт	190 МВт
Переток в КС Таксимо – Мамакан в нормальной схеме	57,0 МВт (на момент максимума потребления) 1,6 МВт (на момент летнего контрольного замера)	77 МВт (на момент максимума потребления) 65,1 МВт (на момент зимнего контрольного замера)
МДП в КС в нормальной схеме (на Мамаканской ГЭС 2 ГГ и более в работе)	65 МВт	80 МВт[1][3]
МДП в КС в наиболее тяжелой ремонтной схеме[1][4]	35 МВт	35 МВт
Переток в энергосистему Забайкальского края от ПС 220 кВ Таксимо	6,0 МВт (на момент максимума потребления) 4,3 МВт (на момент летнего контрольного замера)	0 МВт (на момент максимума потребления) 0 МВт (на момент зимнего контрольного замера)

Мероприятия, по устранению ограничений пропускной способности сети 220 кВ

а) наиболее сложной схемно-режимной ситуацией (далее СРС), приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное отключение любой из ВЛ на участке Усть-Илимская ГЭС – Мамакан из нормальной схемы в зимний период (максимальный режим). Данная СРС приведёт:

– к снижению максимально допустимых перетоков в контролируемом сечении Иркутск – Бурятия (Северобайкальский участок) и отмене вынужденного режима в контролируемом сечении Таксимо – Мамакан, что в свою очередь приведёт к немедленному вводу ГВО.

– нарушению статической устойчивости, приводящей к недопустимым параметрам режима (напряжения, тока, недопустимого угла по ВЛ и т.д.).

б) В настоящее время в качестве режимных мероприятий, направленных на ликвидацию недопустимых электроэнергетических режимов, является ввод графиков аварийного ограничения режима потребления электрической мощности в объёме до 20 МВт в нормальной схеме (на момент максимума потребления) и до 25,7 МВт (на момент максимума потребления) в послеаварийной схеме в СБУ БАМа и в Бодайбинском и Мамско-Чуйском районов Иркутской области.

в)  перечень мероприятий, необходимых для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений представлен в Таблице 36.

Таблица 36

Мероприятие	Наличие в проекте СИПР ЕЭС	Наличие в других проектных работах (срок ввода, месяц, год)	Наличие в ИП субъектов электро-энергетики (срок ввода, месяц, год)	Эффективность мероприятия (МВт)
Установка ИРМ (СТК, БСК) номинальной мощностью 40 Мвар с автоматикой ограничения снижения напряжения (АОСН) на ПС 220 кВ Северобайкальск	2016		ОАО «ФСК ЕЭС», 2016	Снижение необходимого объема ГАО на 10 МВт в нормальной схеме

4.8.4. Проблемные вопросы в электросетевом комплексе напряжением 110 кВ и ниже

1.                    Энергоузлы с недостаточной пропускной способностью трансформаторного оборудования сети 35-110 кВ

  В настоящее время в филиале ПАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» 31 подстанций с недостаточной пропускной способностью трансформаторного оборудования 35-110кВ суммарной установленной мощностью 535 МВА и дефицитом -110,1 МВт.

  Из них согласно данным контрольных замеров максимума нагрузки выявлено 15 подстанций с недостаточной пропускной способностью трансформаторного оборудования, суммарной установленной мощностью 296,6 МВА и дефицитом -73,1 МВт, с учетом поданных заявок и заключенных договоров на технологическое присоединение – 16 шт. суммарной установленной мощностью 238,4 МВА и дефицитом -37 МВт.

В настоящее время в АО «Улан-УдэЭнерго» 3 подстанций с недостаточной пропускной способностью трансформаторного оборудования 35-6/10 кВ суммарной установленной мощностью с учетом поданных заявок и заключенных договоров на технологическое присоединение 20,3 MBA и дефицитом -2 МВт.

Перечень подстанций 35 -110 кВ с ограниченной пропускной способностью

№ п/п	Наименование подстанции	Уровень напряжения, кВ	Мощ-ть тран-ов (МВА)		Резерв/дефицит, МВт
			1T	2T	Факт	Факт+ТУ
1	"Зун-Мурино"	110/35/10	6,3	6,3	-0,1	-0,9
2	"Кырен"	110/35/10	6,3	6,3	-3,2	-6,1
3	"Иволга"	110/35/10	16	10	-4,4	-12,5
4	"Октябрьская"	110/35/10	40	40	0,5	-2,1
5	"Шишковка"	110/35/10	25	25	-1,3	-1,3
6	"Таксимо-временная"	110/35/10	6,3	6,3	-0,2	-0,3
7	"Инкурская"	110/35/6	10	16	0,1	-0,9
8	"Западная"	110/35/6	40	40	4,14	-1,86
9	"Турка"	110/10	2,5	2,5	0	-2,1
10	"Эрхирик"	110/10	2,5	6,3	0,7	-1,6
11	"Бурводстрой"	110/10	25	25	6,7	-7,6
12	"Большая Речка"	35/10	1,6	1,6	0,3	-0,3
13	"Оймур"	35/10	1,6	1,6	-0,2	-1,6
14	"Ранжурово"	35/10	2,5	2,5	1,8	-0,3
15	"Курумкан"	35/10	1,8	4	-0,5	-1,1
16	"Нижнеангарск"	35/10	4	4	-1,8	-3,4
17	"Аршан"	35/10	4	4	0,2	-1,1
18	"Жемчуг"	35/10	1	4	0,2	-0,3
19	"Нилова Пустынь"	35/10	2,5	1,6	0,3	-0,1
20	"Орлик"	35/10	1,6	1,6	0,1	-0,2
21	"Береза"	35/10	4	4	2,8	-2,8
22	"АРЗ"	35/10	6,3	10	-2	-6,3
23	"Бурятцелинстрой"	35/10	6,3	6,3	-0,4	-0,4
24	"Гурульба"	35/10	4	4	-0,1	-5
25	"Нижняя Иволга"	35/10	4	2,5	0,4	-7,1
26	"Полигон"	35/10	2,5	2,5	0,2	-1,8
27	"Таежная"	35/10	4	4	1,1	-6,3
28	"Н-Саянтуй"	35/10	6,3	6,3	2,4	-2,3
29	"Николаевская"	35/10	1,8	2,5	-0,2	-0,9
30	"Город"	35/10	16	16	-0,6	-3,8
31	"Сосновый Бор"	35/6	6,3	6,3	-0,6	-0,6
32	"БМДК"	35/10	6,3	6,3	0	-0,1
33	"Дивизионная"	35/6	4	4	-0,2	-0,4
34	"Центральная"	35/6	10	10	1	-1,5

2.                    Ограничение пропускной способности сети 35-110 кВ

1.                     Для питания потребителей г. Улан-Удэ и прилегающих районов в аварийных и ремонтных режимах требуется перевод нагрузки ПС 110/35/10 кВ «Онохой» на шины ПС 220 кВ Заиграево (в нормальном режиме выключатель 35 кВ на ПС 35 Заиграево в сторону ПС 35 Бройлерная отключен). Пропускная способность ВЛ-35 кВ «Заиграево – Онохой» (ЗТЗ-348, ЗБ-303, ОБ-357) составляет 150А, ограничена трансформаторами тока на «В-348» (150/5), В-303 (200/5), В-357(150/5) на ПС 35/10 кВ «Заиграево» и ПС 110/35/10 кВ «Онохой».   

2.                     Для питания потребителей г. Улан-Удэ и прилегающих районов в аварийных и ремонтных режимах требуется перевод нагрузки ПС 110/35/10 кВ «Иволга» (порядка 11,8 МВт) на шины ПС 110/35/10 кВ «Гусиноозёрская». Учитывая что пропускная способность ВЛ 35 кВ «Гусиноозёрская – Оронгой» (ГТ-345, ТЖ-376, ЖХ-3072, ХО-349) составляет 100 А (ограничена трансформаторами тока с Ктт=100/5), для электроснабжения потребителей в аварийных и ремонтных режимах от ПС 110/35/10 кВ «Гусиноозёрская» в ближайшее время (рекоменд. 2017г.) требуется замена существующих ТТ на В-3072, В-376 и СВ-35 ПС 35/10 кВ «Жаргалантуй» на ТТ с Ктт большего номинала, определенного проектом либо расчетом.

3.                     В связи с длительным сроком эксплуатации и из-за несоответствия сечения провода марки АС-120 пропускная способность ВЛ 110 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Селендума с отпайкой на ПС Гусиное озеро (ГС-106) снижена и принимается как для АС-95. При аварийном отключении автотрансформаторов АТ-1, АТ-2 на Гусиноозерской ГРЭС (АТ-1, АТ-2, заведены под один выключатель В-220 АТ-1,2, В-110 АТ-1,2) при включенном в работу Блоке 1 Гусиноозерской ГРЭС возможно повреждение ВЛ 110 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Селендума с отпайкой на ПС Гусиное озеро (ГС-106) ввиду недостаточной пропускной способности последней. Возникновение вышеуказанных аварийных ситуаций приводит к погашению потребителей г. Гусиноозерска и собственных нужд Гусиноозерской ГРЭС на величину до 18 МВт.

4.       Ограничение пропускной способности ВЛ 110 кВ на участке «Онохой – Сосново-Озерск» и «Сосново-Озерск – Беклемишево». Протяженность линии от ПС 110 кВ Онохой, до ПС 110 кВ Сосново-Озерск составляет 290 км. Двухцепной участок линии идет только до ПС 110 кВ Онохой от ПС 220 Районная. Далее до тупиковой ПС 110 кВ Багдарин ВЛ-110 кВ одноцепная.

  От ПС 110 кВ Онохой до ПС 110 кВ Удинск сечение провода АС-300. От ПС 110 кВ Удинск до ПС 110 кВ Сосново-Озерская сечение провода АС-120. От ПС 110 кВ Сосново-Озерская до ПС 110 кВ Беклемишево (Читаэнерго) сечение провода АС-95. От ПС 110 кВ Сосново-Озерская до ПС 110 кВ Багдарин сечение провода АС-95 и ПС-70. От указанных одноцепных ВЛ получают электроснабжение 72 населенных пункта с населением около 48,8 тыс. человек. Резервирование электроснабжения осуществляется дизель-генераторами. Пропускная способность ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская – Беклемишево ограничена трансформаторами тока 100/5, установленными на ПС 110 кВ Беклемишево (филиал Читаэнерго). При выводе в ремонт или аварийном отключении ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Онохой – ПС 110 кВ Сосново-Озёрская электроснабжение потребителей Баунтовского, Еравнинского, Хоринского, Кижингинского и части Заиграевского районов РБ осуществляется от сети 110 кВ энергосистемы Забайкальского края по ВЛ 110 кВ СБ-123 от ПС 110 кВ Беклемишево, в виду чего пропускная способность ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская – Беклемишево с отпайкой на ПС Грязнуха (СБ-123) в период максимальных нагрузок может быть недостаточной. Замена ТТ 110 кВ на ПС 110 Беклемишево (Читаэнерго) (рекомендуется выполнить в ближайшее время: 2017г.) на отходящей ВЛ в сторону ПС 110 кВ Сосново-Озерская позволит снять ограничения пропускной способности ВЛ110 кВ Сосново-Озерская – Беклемишево с отпайкой на ПС Грязнуха (СБ-123) и повысить уровень надежности электроснабжения восточных районов Республики Бурятия.

5.                     При выводе в ремонт ВЛ 110 кВ Култук - Зун-Мурино с отпайкой на ПС Быстрая (КЗМ-135) питание потребителей Тункинского района осуществляется по ВЛ-35 кВ «Слюдянка-Зун-Мурино» (КЗМ-386). Пропускная способность установленных трансформаторов тока ТТ-386 на ПС 220 кВ Слюдянка недостаточна для осуществления энергообеспечения потребителей в транзите «Зун-Мурино – Самарта» т.к. пропускная способность ТТ-386 составляет 2,5 МВт (50 А), а нагрузка в зимний период достигает 4,5 МВт (90 А). Таким образом требуется выполнить мероприятия на ПС 220 кВ Слюдянка по замене ТТ-386 на ТТ с Ктт=100/5 (рекомендуется выполнить в ближайшее время: 2016г.).

6.            Прочие энергоузлы характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений по пропускной способности сети:

№ п/п	Наименование объекта	Проблема	Возможные негативные последствия	Мероприятия
1	ПС 220 кВ Слюдянка В-386	При отключении ЛЭП - 135 ограничение проп. способности (КЗМ-386) в случае питания потребителей Тункинского РЭС (Зун Мурино - Н.Пустынь) по ремонтной схеме от ПС 220 кВ Слюдянка	Введение ограничений для потребителей Тункинского и Окинского районов РБ, подключенных к транзиту «Зун-Мурино – Самарта»	Замена на ПС 220 кВ Слюдянка                                                       ТТ с 50/5 на 100/5 (рекомендуется выполнить в 2016г.)
2	ПС 35 кВ «Сосновый Бор»	Ограничение пропускной способности ТТ в аварийных и ремонтных режимах на СВ-35	Введение ограничений для потребителей подключенных от ПС 110/35/10 кВ «Новая» в аварийных и ремонтных режимах на ПС	Замена на ПС 35 кВ «Сосновый Бор» ТТ                                         на СВ-35 150/5 на 300/5 (рекомендуется выполнить в 2017г.)
3	ПС 35/10 кВ «Жаргалантуй»  В-376	Ограничение пропускной способности ТТ в аварийных и ремонтных режимах	Введение ограничений для потребителей подключенных от ПС 110/35/10 кВ «Иволга» в аварийных и ремонтных режимах на ПС	Замена ТТ-376 100/5 на 200/5 (рекомендуется выполнить в 2017г.)
4	ПС 35/10 кВ «Жаргалантуй»  В-3072	Ограничение пропускной способности ТТ в аварийных и ремонтных режимах		Замена ТТ-3072 100/5 на 200/5 (рекомендуется выполнить в 2017г.)