Указ Главы Республики Алтай, Председателя Правительства Республики Алтай от 28.04.2017 № 99-у

Таблица 2.13

Количество понижающих подстанций 35 кВ и выше, мощность силовых трансформаторов всех классов напряжения на ПС, в разрезе подразделений филиала ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС».

Наименование подразделений филиала ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС»	ПС 110(220) кВ		ПС 35 кВ		ТП 6-35/0,4 кВ
	Кол-во, шт.	Руст, МВА	Кол-во, шт.	Руст, МВА	Кол-во, шт.	Руст, МВА
Майминский РЭС	4	158,0			210	41,251
Шебалинский РЭС	4	35,2			285	35,009
Онгудайский РЭС	4	35,2			202	23,419
Усть-Канский РЭС	2	17,6			214	22,555
Усть-КоксинскийРЭС	2	17,6			279	38,867
Турачакский РЭС	5	65,1	1	5,0	164	26,921
Улаганский РЭС	3	52,6			135	24,03
Филиал ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС»	24	381,3	1	5,0	1495	212,86

Таблица 2.14

Общий физический износ оборудования «ГАЭС», в %

Тип оборудования	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
Трансформаторное оборудование	70	69,50	69,16	68,5	68,70
Коммутационные аппараты	68	67,00	66,58	65,8	66,10
Общий	69	68,40	71,1	72,4	67,30
ВЛ 35-110кВ	47	47,00	47,6	48,1	48,80
ВЛ 0,4-20 кВ	65	65	66,40	67	67,70
КЛ 35-110 кВ	0,0	0	0	0	0,00
КЛ 0,4-20 кВ	0,0	15,70	16,1	16,5	17,10
Общий	61,7	62,00	63,22	63,67	64,34

Таблица 2.15

Кроме ПАО «МРСК Сибири», на территории Республики Алтай имеется еще 1 организация, обслуживающая электрохозяйство: МУП «Горэлектросети».

Наименование организации	Обслуживаемые электроустановки								Район присутст-вия
	ТП 110/6 кВ, МВА	ТП и КТП 10/0,4 и 6/0,4 кВ, шт/ МВА	ВЛ-110 кВ, км	ВЛ-10 кВ, км	КЛ-10кВ, км	ВЛ-6 кВ, км	ВЛ-0,4 кВ, км	КЛ-0,4 кВ, км
МУП «Горэлектросе-ти»		234/97,138	102,4	109,04	88,2	-	235,158	37,462	г. Горно-Алтайск

Карта-схема размещение объектов электроэнергетики на территории Республики Алтай приведена в приложении 1.

2.13. Основные внешние электрические связи энергосистемы Республики Алтай

Электроснабжение потребителей Республики Алтай осуществляется от электрических сетей Бийскогоэнергоузла Алтайской энергосистемы, который работает в составе объединенной энергосистемы Сибири, по шести воздушным ЛЭП-110 кВ: ВЛ 110 кВ ОПП – Майминская (ВЛ ОМ-139), ВЛ 110 кВ Быстрянка – Майминская (ВЛ БМ-85), ВЛ 110 кВ Дмитриевская – Ненинская, ВЛ 110 кВ Предгорная – Чергинская (ВЛ ПЧ-3), ВЛ 110 кВ Солонешенская – Совхозная I цепь с отпайкой на ПС Черно-Ануйская (ВЛ СС-179), ВЛ 110 кВ Солонешенская – Совхозная II цепь с отпайкой на ПС Черно-Ануйская (ВЛ СС-178). Две последние ВЛ обеспечивают электроснабжение только потребителей Республики Алтай, подключенных к ПС 110 кВ Черно-Ануйская.

Таблица 2.16

Внешние электрические связи энергосистемы Республики Алтай

№ п/п	Класс напряжения	Наименование объекта	Протяженность, км
С энергосистемой Алтайского края (с Бийскимэнергорайоном)
1	110 кВ	ВЛ 110 кВ ОПП – Майминская (ВЛ ОМ-139)	42,0
2	110 кВ	ВЛ 110 кВ Быстрянка – Майминская (ВЛ БМ-85)	42,0
3	110 кВ	ВЛ 110 кВ Дмитриевская – Ненинская (ВЛ ДН-86)	65,9
4	110 кВ	ВЛ 110 кВ Предгорная – Чергинская (ВЛ ПЧ-3)	51,8
5	110 кВ	ВЛ 110 кВ Солонешенская – Совхозная I цепь с отпайкой на ПС Черно-Ануйская (ВЛ СС-179)	24,6
6	110 кВ	ВЛ 110 кВ Солонешенская – Совхозная II цепь с отпайкой на ПС Черно-Ануйская (ВЛ СС-178)	24,6

*) Территория Республики Алтай входит в энергосистему Алтайского края и Республики Алтай (Алтайская энергосистема)

Рисунок 2.3. Блок-схема внешних электрических связей энергосистемы Республики Алтай

3. Особенности и проблемы функционирования энергосистемы на территории Республики Алтай

Республика Алтай в настоящее время дефицитна как по мощности, так и по электроэнергии. Пик перетоков мощности в 2012 г. превысил 116 МВт, по данным зимнего контрольного замера переток мощности в республику составил в 2014 году 109 МВт, в 2015 г. 107 МВт, в 2016 г. – 103 МВт (по данным филиала ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС»). Пропускная способность питающих ВЛ110 кВ, исчерпана полностью. При существующей схеме электроснабжения Республики Алтай наиболее сложной, приводящей к выходу параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений, является одновременное аварийное отключение двух ВЛ 110 кВ Бийская – Заречная I цепь с отпайкой на ПС Угренёвская и ВЛ 110 кВ Бийская – Заречная II цепь с отпайкой на ПС Угренёвская или отключение двух ВЛ 110 кВ ВЛ 110 кВ ОПП – Майминская (ВЛ ОМ-139) и ВЛ 110 кВ Быстрянка – Майминская (ВЛ БМ-85) в зимний период.

В данной схемно-режимной ситуации имеет место токовая перегрузка проводов ВЛ 110 кВ и оборудования 110 кВ ПС транзита 110 кВ ПС 110 кВ Смоленская – ПС 110 кВ Предгорная – ПС 110 кВ Чергинская (на участке ПС 110 кВ Смоленская – ПС 110 кВ Предгорная перегруз составляет до 115 А или 19 % от длительно допустимого значения 600 А (оборудование 110 кВ на ПС 110 кВ Смоленская), на участке ПС 110 кВ Предгорная – ПС 110 кВ Чергинская перегруз составляет 180 А или 37,5 % от аварийно-допустимого значения 480 А (ТТ на ПС 110 кВ Чергинская)) и снижение напряжения на шинах 110 кВ подстанций ниже минимально допустимых значений (МДН – 85 кВ) с действием АОСН на отключение потребителей Республики Алтай:

-     на ПС 110 кВ Усть-Коксинская до 71,6 кВ;

-     на ПС 110 кВ Кош-Агачская до 64,8 кВ;

-     на ПС 110 кВ Майминская до 60,8 кВ.

Ограничивающими элементами являются:

-     провод ВЛ 110 кВ Смоленская – Предгорная с отпайками (АС-185/29, 650 А);

-     провод ВЛ 110 кВ Предгорная – Чергинская (АС-150/19, 573 А);

-     на ПС 110кВ Смоленская:

·     трансформаторы тока ВЛ 110 кВ Смоленская – Предгорная с отпайками (600 А);

·     выключатель ВЛ 110 кВ Смоленская – Предгорная с отпайками
(630 А);

·     ВЧ заградитель ВЛ 110 кВ Смоленская – Предгорная с отпайками (600 А);

·     разъединители ШР, ЛР (600 А);

·     шины 110 кВ (АС-185/29, 650 А);

-     на ПС 110 кВ Предгорная:

·     шины 110 кВ (АС-120/19, 484 А);

·     трансформаторы тока ВЛ 110 кВ Смоленская – Предгорная (400 А);

·     ВЧ заградитель ВЛ 110 кВ Смоленская – Предгорная (600 А);

·     разъединитель ВЛ 110 кВ Смоленская – Предгорная (630 А);

-     на ПС110 кВ Чергинская:

·     шины 110 кВ (АС-120/19, 484 А);

·     трансформаторы тока ВЛ 110 кВ Предгорная – Чергинская (400 А/ 480 А, но не более 120 минут в неделю);

·     выключатель ВЛ 110 кВ Предгорная – Чергинская (630 А);

·     ВЧ заградитель ВЛ 110 кВ Предгорная – Чергинская (600 А).

В скобках указаны длительно допустимые токи оборудования для температуры -5^оС и ниже.

Мероприятиями, направленными на обеспечение допустимых значений параметров электроэнергетического режима в указанных выше послеаварийных режимах, является строительство дополнительных электрических связей 110 кВ между Республикой Алтай и Алтайским краем. Перечень объектов предлагаемых к строительству на территории Республики Алтай соответствует перечню мероприятий, указанных в ТУ на ТП ОЭЗ ТРТ «Долина Алтая»:

1.       ПС 110 кВ Алтайская Долина;

2.       ВЛ 110 кВ Майминская – Алтайская Долина;

3.       ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Алтайская Долина;

4.       ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Манжерокская.

Описанное выше подтверждается результатами расчетов, выполненных при разработке Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Алтай на 2016-2023 годы (утверждена Указом Главы Республики Алтай, Председателя Правительства Республики Алтай от 25.09.2015 № 270-у) и тома проектной документации «Расчеты электрических режимов прилегающей сети 110 кВ. Шифр 007К.ВВ.2015.480811.12.15-ЭЭС» (выполнен в рамках титула «Строительство ЛЭП 110 кВ от ПС 110/10 кВ «Долина Алтая» до ПС 110/10 кВ «Сибирская монета». Строительство ЛЭП 110 кВ от ПС 110/10 кВ «Сибирская монета» до ПС 110/10 кВ «Манжерокская»), согласованного Алтайским РДУ и ГАЭС в 2016 г.

Это приводит к ограничениям подключения новых потребителей электроэнергии и сдерживает развитие экономики региона.

Отличительной особенностью энергосистемы Республики Алтай является крайне неравномерный график потребления электроэнергии и мощности по сезонам года, летний минимум составляет только одну четвёртую часть зимнего максимума. Это является следствием того, что значительная часть электроэнергии расходуется на отопление. В результате, в «перегруженных» электрических сетях, при прохождении зимнего максимума, складываются недопустимо высокие технические потери электроэнергии и недопустимо высокий уровень потерь напряжения, особенно в сетях 0,4 кВ. В режиме летнего «недогруза», на концах холостых протяженных линий 110 кВ фиксируется недопустимо высокий уровень напряжения, как в переходных так и в установившихся режимах работы сетей. Установившееся напряжение свыше 125 кВ, в целом ряде центров питания 110 кВ, обычное дело, что определяет тяжёлые режимы работы изоляции высоковольтного оборудования.

Радиальная конфигурация сети 110 кВ и большие протяженности ЛЭП (максимальная протяженность сети 110 кВ от ПС 220 кВ Бийская, расположенной в городе Бийске до самой удалённой ПС 110 кВ «Кош-Агачская» более 600 км.) многие из которых одноцепные, определяет низкий уровень надёжности электроснабжения, особенно при ремонтных схемах и в послеаварийных режимах.

Суммарная протяженность распределительных сетей напряжением 10 и 0,4 кВ около 6 тыс.км. Их основная часть построена в шестидесятых - восьмидесятых годах прошлого века. Для линий 10 кВ был использован сталеалюминиевый провод сечением 35-70 квадратных мм, а для линий 0,4 кВ – алюминиевый провод сечением 16-35 квадратных мм. При этом максимальные протяженности ВЛ 10 кВ, достигают 100 км, а длина фидеров 0,4 кВ, зачастую более 2 км. Большая часть электрических сетей эксплуатируется за пределами нормативного срока службы. Конфигурация сети 10/0,4 кВ также морально устарела и не соответствует требованиям надёжности и качества электроснабжения.

Протяженность значительной части линий 0,4 кВ превышает допустимую по условиям потерь напряжения и чувствительности защиты от коротких замыканий.

В распределительных сетях сохраняется недопустимо высокий уровень технических и коммерческих потерь электроэнергии. Практически пятая часть отпущенной в сеть электроэнергии, теряется при её передаче и распределении и не доходит до потребителя.

На территории Республики Алтай имеется ряд подстанций, загрузка трансформаторов в послеаварийных режимах, связанных с отключением одного из установленных на них трансформаторов, превышает длительно допустимые значения (105 % от номинальной мощности).

Ниже приведена информация о таких ПС.

1. В настоящее время на подстанции ПС 110кВ Шебалинская установлены трансформаторы 2х2,5 МВА. ПС введена в эксплуатацию в 1978 году. Основное оборудование ПС отработало более одного нормативного срока эксплуатации. ПС является единственным центром электроснабжения с. Шебалино с населением более 5 тысяч человек, а так же других близлежащих мелких населенных пунктов.

Номинальная мощность трансформаторов составляет 2,24 МВт.

Допустимая максимальная загрузка трансформаторов составляет 2,35 МВт (с учетом перегрузочной способности 5 %).

По данным зимнего контрольного замера 2016 г. загрузка трансформатора Т-1 (Т-2) при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 (Т-1) составляет 2,69 МВт: 120,1 % от номинальной мощности трансформатора (перегруз 0,45 МВт) и 114,5 % от длительно допустимой загрузки (перегруз 0,34 МВт). По данным зимнего контрольного замера 2012 г. (максимальное потребление за последний рассматриваемый период) загрузка трансформатора Т-1 (Т-2) при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 (Т-1), составляет 3,06 МВт: 136,6 % от номинальной мощности трансформатора (перегруз 0,82 МВт) и 134,9 % от длительно допустимой загрузки (перегруз 0,71 МВт) .

Превышение значений загрузки трансформаторов выше длительно допустимой максимальной загрузки филиалом ПАО «МРСК Сибири»-«ГАЭС» не допускается, что приводит к необходимости ввода графиков аварийного отключения до 0,7 МВт.

Загрузка трансформатора Т-1 (Т-2) при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 (Т-1) с учетом выданных ТУ на ТП (4,78 МВт), составит 7,07 МВт: 315,6 % от номинальной мощности трансформатора (перегруз 4,83 МВт) и 300,9 % от длительно допустимой загрузки (перегруз 4,72 МВт).

На основании изложенного требуется реконструкция ПС 110 кВ Шебалинская с заменой трансформаторов Т-1, Т-2 мощностью 2,5 МВт на трансформаторы большей мощности. Это позволит исключить необходимость ввода графиков аварийного отключения в послеаварийных режимах, а также обеспечит возможность исполнения филиалом ПАО «МРСК Сибири»-«ГАЭС» обязательств по действующим договорам ТП.

2. На подстанции ПС 110 кВ Горно-Алтайская установлены трансформаторы 2х16 МВА. ПС введена в эксплуатацию в 1965 году. Это одна из трех ПС, обеспечивающих электроснабжение административного центра Республики Алтай – город Горно-Алтайск с населением более 60 тыс. человек. Оборудование отработало 2 нормативных срока эксплуатации и имеет физический износ.

Номинальная мощность трансформаторов составляет 14,3 МВт.

Допустимая максимальная загрузка каждого трансформатора на ПС 110 кВ Горно-Алтайская составляет 15 МВт (с учетом перегрузочной способности 5 %).

По данным зимнего контрольного замера 2016 года загрузка трансформатора Т-1 (Т-2) при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 (Т-1), составляет 14,8МВт: 103,5 % от номинальной мощности трансформатора (перегруз 0,5 МВт) и 98,7 % от длительно допустимой загрузки (перегруз отсутствует).

По данным зимнего контрольного замера 2012 г. (максимальное потребление за последний рассматриваемый период) перегрузка трансформатора Т-1 (Т-2) при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 (Т-1) составляет15,4 МВт: 107,7% от номинальной мощности трансформатора (перегруз 1,1 МВт) и 102,7 % от длительно допустимой загрузки (перегруз 0,4 МВт).

Превышение значений загрузки трансформаторов выше длительно допустимой максимальной загрузки филиалом ПАО «МРСК Сибири»-«ГАЭС» не допускается, что приводит к необходимости ввода графиков аварийного отключения до 0,4 МВт.

Загрузка трансформатора Т-1 (Т-2) при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 (Т-1), с учетом выданных ТУ на ТП (0,8 МВт), составит 16,2 МВт: 113,3 % от номинальной мощности трансформатора (перегруз 1,9 МВт) и 108 % от длительно допустимой загрузки (перегруз 1,2 МВт).

Требуется реконструкция ПС 110 кВ Горно-Алтайская с заменой трансформаторов Т-1, Т-2 мощностью 16 МВт на трансформаторы большей мощности. Это позволит исключить необходимость ввода графиков аварийного отключения в послеаварийных режимах, а также обеспечит возможность исполнения филиалом ПАО «МРСК Сибири»-«ГАЭС» обязательств по действующим договорам ТП.

3. На ПС 110 кВ Усть-Коксинская установлены трансформаторы 2х6,3 МВА. ПС введена в эксплуатацию в 1981 году. ПС является единственным центром электроснабжения населенного Усть-Коксинского района Республики Алтай с населением более 4 тыс. человек. Оборудование ПС отработало более одного нормативного срока эксплуатации.

Номинальная мощность трансформаторов составляет 5,6 МВт.

Допустимая максимальная загрузка трансформаторов составляет 5,9 МВт (с учетом перегрузочной способности 5 %).

По данным зимнего контрольного замера 2016 г. загрузка трансформатора Т-1 (Т-2) при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 (Т-1) составляет 3,1 МВт: 55,4% от номинальной мощности трансформатора (перегруз отсутствует) и 52,5 % от длительно допустимой загрузки (перегруз отсутствует). По данным зимнего контрольного замера 2012 г. (максимальное потребление за последний рассматриваемый период) загрузка трансформатора Т-1 (Т-2) при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 (Т-1), составляет 4,6 МВт: 82,1 % от номинальной мощности трансформатора (перегруз отсутствует) и 78 % от длительно допустимой загрузки (перегруз отсутствует).

Превышение значений загрузки трансформаторов выше длительно допустимой максимальной загрузки филиалом ПАО «МРСК Сибири»-«ГАЭС» не допускается.

Загрузка трансформатора Т-1 (Т-2) при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 (Т-1) с учетом выданных ТУ на ТП (5,54 МВт) составит 10,14 МВт: 181,1 % от номинальной мощности трансформатора (перегруз 4,54 МВт) и 171,9 % от длительно допустимой загрузки (перегруз 4,24 МВт).

На основании изложенного, для исполнения филиалом ПАО «МРСК Сибири»-«ГАЭС» обязательств по действующим договорам ТП требуется реконструкция:

- ПС 110 кВ Усть-Коксинская с заменой трансформаторов Т-1, Т-2 мощностью 6,3 МВт на трансформаторы большей мощностью;

- ПС 110 кВ Элекмонарская с заменой трансформаторов Т-1, Т-2 мощностью 16 МВт на трансформаторы большей мощностью или установкой дополнительных трансформаторов.

В большинстве случаев на дизельных электростанциях, предназначенных для электроснабжения населенных пунктов, расположенных в труднодоступных горных районах, эксплуатируется физически изношенное энергетическое оборудование, что обусловливает низкие технико-экономические показатели работы дизельных электростанций, низкие качество и надежность электроснабжения потребителей. Удельные расходы топлива на большинстве дизельных электростанций достигают 457 г условного топлива/кВт.ч, что в 1,5 раза превышает средний нормативный расход топлива.

Низкие технико-экономические показатели большинства дизельных электростанций, высокие цены на дизельное топливо и высокие транспортные тарифы (что особенно сказывается в отдаленных районах) приводят к высокой себестоимости производства электроэнергии на дизельных электростанциях.

Таблица 3.1 *)

Перечень энергодефицитных районов Республики Алтай

№ п/п	Наименование	Географическое расположение	Энергодефицит МВт, тыс. кВт.ч
1	Вся территория	Республика Алтай	103 МВт,* 540,47 тыс. кВт.ч.*

*) Филиала АО «СО ЕЭС» Алтайское РДУ за 2016 г.

4. Основные направления развития электроэнергетики Республики Алтай

4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Республики Алтай

Основной целью развития электроэнергетики Республики Алтай является обеспечение развития эффективной многоотраслевой экономики на основе ликвидации дефицита в энергоресурсах и обеспечения их доступной цены и высокого качества на всей территории субъекта. Одним из возможных вариантов реализации поставленной цели является создание на основе имеющихся на территории, возобновляемых, прежде всего, гидро- и гелеоэнергетических ресурсов.

Основные задачи развития электроэнергетики региона:

- развитие энергетической инфраструктуры, инженерных электросетевых коммуникаций Республики Алтай, повышение энергоэффективности и снижение потерь при передаче и распределении электроэнергии, усиление внешних связей с единой энергосистемой;

- создание эффективных генерирующих мощностей на основе строительства источников тепловой и электрической энергии с максимальным использованием природных возобновляемых ресурсов и когенерации.

4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на 5-ти летний период.

Прогноз потребления электроэнергии

В настоящей схеме и программе принято два варианта прогноза потребления электроэнергии (таблица 4.1):

прогноз потребления электроэнергии и максимума нагрузки Республики Алтай (вариант 1 – базовый) разработан на основе данных, предоставленных Филиалом АО «СО ЕЭС» Алтайское РДУ;

прогноз потребления электроэнергии и максимума нагрузки Республики Алтай (вариант 2 – оптимистический) разработан на основе данных, предоставленных Министерством регионального развития Республики Алтай.

Таблица 4.1

Прогноз потребления электроэнергии

Показатель	2017 г.	2018 г.	.2019 г.		2020 г.		2021 г.	2022 г.
Вариант 1 – базовый
Электропотребление, млн. кВтЧч	2017	2018	2019	2020		2021		2022
абсолютный прирост электропотребления, млн. кВтЧч	546	549	550	553		553		555
среднегодовые темпы прироста, %	5,53	3	1	3		0		2
Вариант 2 – оптимистический
прогноз потребления электроэнергии	590	600	620		641		651	656
абсолютный прирост электропотребления, млн. кВтЧч	49,53	10	20		21		10	5
среднегодовые темпы прироста, %	9,16	1,69	3,33		3,39		1,56	0,77