ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ АЛТАЙ НА 2021-2025 ГОДЫ И ПРИЗНАНИИ УТРАТИВШИМИ СИЛУ НЕКОТОРЫХ УКАЗОВ ГЛАВЫ РЕСПУБЛИКИ АЛТАЙ, ПРЕДСЕДАТЕЛЯ ПРАВИТЕЛЬСТВА РЕСПУ...



ГЛАВА РЕСПУБЛИКИ АЛТАЙ, ПРЕДСЕДАТЕЛЬ ПРАВИТЕЛЬСТВА РЕСПУБЛИКИ АЛТАЙ

УКАЗ

от 29 июля 2020 года № 174-у

г. Горно-Алтайск

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ АЛТАЙ НА 2021-2025 ГОДЫ И ПРИЗНАНИИ УТРАТИВШИМИ СИЛУ НЕКОТОРЫХ УКАЗОВ ГЛАВЫ РЕСПУБЛИКИ АЛТАЙ, ПРЕДСЕДАТЕЛЯ ПРАВИТЕЛЬСТВА РЕСПУБЛИКИ АЛТАЙ

На основании пункта 25 Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823:

1. Утвердить прилагаемую схему и программу развития электроэнергетики Республики Алтай на 2021-2025 годы.

2. Признать утратившими силу:

Указ Главы Республики Алтай, Председателя Правительства Республики Алтай от 27 апреля 2019 года № 107-у «Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Республики Алтай на 2020-2024 годы и признании утратившими силу некоторых Указов Главы Республики Алтай, Председателя Правительства Республики Алтай» (Сборник законодательства Республики Алтай, 2019, № 164(170);

Указ Главы Республики Алтай, Председателя Правительства Республики Алтай от 6 февраля 2020 года № 45-у «О внесении изменений в абзац пятый раздела 1 схемы и программы развития электроэнергетики Республики Алтай на 2020 - 2024 годы, утвержденных Указом Главы Республики Алтай, Председателя Правительства Республики Алтай от 27 апреля 2019 года № 107-у» (Сборник законодательства Республики Алтай, 2020, № 173(179).

3. Настоящий Указ вступает в силу с 1 января 2021 года.

4. Контроль за исполнением настоящего Указа возложить на Первого заместителя Председателя Правительства Республики Алтай В.Б. Махалова.

О.Л. Хорохордин

Акционерное общество «Научно-технический центр

Единой энергетической системы (Московское отделение)»

(АО «НТЦ ЕЭС (Московское отделение)»)

УДК 621.311

Рег. № НИОКТР АААА-А20-120052890014-4

Рег. № ИКРБС

УТВЕРЖДАЮ

Генеральный директор

АО «НТЦ ЕЭС (Московское отделение)»

________________Д.Н. Ярош

« ____ » _____________ 2020 г.

Отчет

о научно-исследовательской работе

Схема и программа развития электроэнергетики Республики Алтай на 2021-2025 годы

в рамках реализации основного мероприятия

Развитие систем электроэнергетики Республики Алтай подпрограммы

Развитие жилищно-коммунального комплекса государственной программы

Развитие жилищно-коммунального и транспортного комплекса

(заключительный)

Руководитель НИР,

Заместитель главного инженера, к.т.н.                                                        М.С. Волков

Москва 2020

Содержание:

Введение              5

I              Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Республики Алтай              8

1.1.              Общая характеристика региона              8

1.2.              Характеристика энергосистемы Республики Алтай              9

II              Анализ балансовой ситуации энергосистемы Республики Алтай за 2015-2019 гг.              12

2.1.              Отчетная динамика потребления электроэнергии
Республики Алтай              12

2.2.              Структура электропотребления по основным группам
потребителей              13

2.3.              Перечень крупных существующих потребителей электрической энергии на территории Республики Алтай              14

2.4.              Динамика изменения максимального потребления мощности              15

2.5.              Структура установленной электрической мощности и состав существующих электростанций 5 МВт и более на территории Республики Алтай              16

2.6.              Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности              18

2.7.              Анализ существующего баланса электрической энергии и мощности              19

III              Основные характеристики электросетевого комплекса 110 кв и выше энергосистемы Республики Алтай              22

3.1.              Основные внешние электрические связи энергосистемы Республики Алтай              22

3.2.              Электрические сети 110 кВ              22

3.3.              Анализ технического состояния и возрастная структура линий электропередачи и подстанций              23

3.4.              Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за отчетный период.              29

3.5.              Динамика вводов, техперевооружения и реконструкции электросетевых объектов энергосистемы Республики Алтай
за 2015-2019 гг.              31

IV              Особенности и проблемы текущего состояния электрических сетей Республики Алтай              32

V              Основные направления развития электроэнергетики Республики Алтай              35

5.1.              Цели и задачи развития электроэнергетики Республики Алтай              35

5.2.              Перечень основных перспективных потребителей на территории Республики Алтай в период до 2025 года              35

5.3.              Перечень планируемых к строительству, выводу из эксплуатации, модернизации и перемаркировки генерирующих мощностей на электростанциях Республики Алтай мощностью более 5 МВт в период до 2025 года              37

5.4.              Прогноз потребления электрической энергии и мощности по энергосистеме Республики Алтай на 2021-202 5 гг.              37

5.5.              Анализ прогнозного баланса электрической энергии и мощности энергосистемы Республики Алтай на 2021-2025 гг.              39

5.6.              Расчет электроэнергетических режимов электрической сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай на 2021-2025 гг.              41

5.7.              Анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше на территории Республики Алтай на 2021-2025 гг.              60

5.8.              Анализ загрузки центров питания 110 кВ энергосистемы Республики Алтай.              61

5.9.              Дополнительный вариант развития электроэнергетики Республики Алтай              67

5.10.              Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей на территории Республики Алтай на 2021-2025 гг.              68

5.11.              Оценка плановых значений показателя надежности оказываемых услуг по передаче электрической энергии на территории Республики Алтай на 2021-2025 гг.              71

VI              Сводные данные по развитию электрических сетей на территории Республики Алтай на 2021-2025 гг.              72

Приложение №1

73

Приложение №2

85

Приложение №3

97

Приложение №4

109

Приложение №5

121

Приложение №6

133

Приложение №7

142

Приложение №8

151

Приложение №9

160

Приложение №10

169

Приложение №11

177

Приложение №12

179

Приложение №13

190

Приложение №14

191

Приложение №15

225

Приложение №16

227

Приложение №17

228

Приложение №18

230

Приложение №19

231

Приложение №20

232

Приложение №21

233

Приложение №22

246

Введение

Схема и программа развития электроэнергетики Республики Алтай на 2021-2025 годы разработана в соответствии с:

Федеральным законом от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»;

постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики» (в действующей редакции);

Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30 июня 2003 года № 281;

Методических указаний по устойчивости энергосистем, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 3 августа 2018 года № 630;

Правил технологического функционирования энергосистем, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 года № 937;

Методических рекомендаций по разработке Схемы и программы развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации на 5-летний период (протокол совещания под председательством заместителя Министра энергетики РФ от 09.11.2010 № АШ-369пр);

ГОСТ Р 58670-2019 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования»;

Требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию» (утверждены приказом Минэнерго России от 08.02.2019 № 81);

проектом Схемы и Программы развития Единой Энергетической Системы России на 2020-2026 годы.

Разработка Программы обусловлена необходимостью координации развития электроэнергетического комплекса Республики Алтай с учетом необходимости обеспечения электроэнергией потребителей в соответствии со схемой размещения объектов электроэнергетики.

В Программе учитываются объекты генерации мощностью 5,0 МВт и более.

В Программе приводится список заявок на технологическое присоединение к электрическим сетям энергопринимающих устройств потребителей и предложения системного оператора и сетевых организаций по развитию электрических распределительных сетей.

В схеме и программе используются следующие сокращения:

АО – акционерное общество;

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом;

БСК – батарея статических конденсаторов;

ВЛ – воздушная линия;

ВЭС – ветровая электростанция;

ГВО – график временного отключения;

ГК – группа компаний;

ДЭС – дизельные и комбинированные дизель-солнечные электростанции;

ЖКХ – жилищно-коммунальное хозяйство;

ИПР – инвестиционная программа развития;

кВ – киловольт (электрическое напряжение);

кВА – киловольтампер;

кВт – киловатт (единица мощности);

КЛ – кабельная линия;

ЛЭП – линия электропередачи;

МВт – мегаватт (единица мощности);

МВА – мегавольтампер;

МГЭС – малая гидроэлектростанция;

МО – муниципальное образование;

МУП – муниципальное унитарное предприятие;

НТД – научно-технические данные;

ОАО – открытое акционерное общество;

ОЗМ – осенне-зимний месяц;

ООО – общество с ограниченной ответственностью;

ОЭЗ – особая экономическая зона;

ПАО – публичное акционерное общество;

ПС – подстанция;

ПЭВТ – период экстремально высоких температур;

РЗ – релейная защита;

СКРМ – средство компенсации реактивной мощности;

СО ЕЭС – системный оператор единой энергетической системы;

СТНТМ – среднемесячная температура воздуха наиболее теплого месяца;

СЭС – солнечная электростанция;

РДУ – региональное диспетчерское управление;

ТП – технологическое присоединение;

ТУ – технические условия;

ТЭС – когенерирующая тепловая электростанция;

УКРМ – устройство компенсации реактивной мощности;

филиал ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС» – филиал ПАО «Межрегиональной сетевой компании Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети»;

ЦУС – центр управления сетями;

ШР – шунтирующий реактор;

ЭС - энергосистема.

Используемые термины и определения:

энергосистема Республики Алтай – часть энергосистемы Республики Алтай и Алтайского края, находящаяся на территории Республики Алтай;

энергосистема Алтайского края – часть энергосистемы Республики Алтай и Алтайского края, находящаяся на территории Алтайского края.

I Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Республики Алтай

1.1. Общая характеристика региона

Республика Алтай – субъект Российской Федерации, входит в состав Сибирского федерального округа, расположен в горах Алтая; граничит: на севере – с Кемеровской областью, на северо-востоке – с Республикой Хакасия, на востоке – с Республикой Тыва, на юго-востоке – с Монголией, на юге – с Китаем, на юго-западе – с Казахстаном, на северо-западе – с Алтайским краем.

Площадь территории Республики Алтай – 92,9 тыс. км2.

Численность населения республики по официальным данным Управления Федеральной службы государственной статистики по Алтайскому краю и Республике Алтай составляет 220 181 человек (на 01.01.2020). Городское население составляет 64 464 (29%), сельское 155 717 (71%).

Административный центр Республики Алтай – город Горно-Алтайск (население города на 01.01.2020 – 64,5 тыс. человек), расположен в 3641 км от Москвы. Крупные города отсутствуют.

Республика Алтай состоит из следующих административно-территориальных образований: городских округов – 1 (город Горно-Алтайск); муниципальных районов – 10; сельских поселений – 91.

Муниципальные районы Республики Алтай:

1. Майминский район;

2. Чойский район;

3. Турочакский район;

4. Шебалинский район;

5. Чемальский район;

6. Усть-Канский район;

7. Онгудайский район;

8. Улаганский район;

9. Усть-Коксинский район;

10. Кош-Агачский район.

Схема расположения административных районов представлена на рисунке 1.1.

Всю территорию Республики с севера на юг до границы с Монголией пересекает федеральная автодорога «Р-256» – «Чуйский тракт».

Территория в основном сельскохозяйственная. Основная отрасль сельского хозяйства – животноводство. Сельхозпредприятия занимаются разведением маралов, овец, коней, крупного рогатого скота мясного и молочного направлений. Во всех муниципальных образованиях развиваются предприятия по переработке сельхозпродукции и дикорастущих растений. 

Имеются предприятия по добыче золота в МО «Чойский район» (Рудник Веселый) и МО «Турочакский район».

Лесозаготовка и лесопереработка осуществляются практически во всех муниципальных образованиях.

В настоящее время основная доля электрической и тепловой энергии потребляется в сфере жилищно-коммунального хозяйства и на бытовые нужды в личных подворьях.

В последнее время, на основе богатых рекреационных ресурсов Республики Алтай и государственной поддержки развития инфраструктуры, в том числе в рамках развития Инвестиционной площадки «Жемчужина Алтая», все большее развитие получают предприятия туристической сферы.

Рисунок 1.1. Схема расположения административных районов Республики Алтай

1.2. Характеристика энергосистемы Республики Алтай

Территория Республики Алтай входит в энергосистему Республики Алтай и Алтайского края, которая является частью Объединенной энергосистемы Сибири (ОЭС Сибири).

Крупнейшими предприятиями и организациями, составляющими основу энергетической системы Республики Алтай, являются:

филиал ПАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» (далее - ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС»), в зону обслуживания которого входит вся территория Республики Алтай;

МУП «Горэлектросети», осуществляющее централизованное электроснабжение потребителей Республики Алтай и обслуживающее электрохозяйство 10-0,4 кВ на территории МО «Город Горно-Алтайск»;

Горно-Алтайский филиал АО «Алтайэнергосбыт», являющееся единственной энергосбытовой компанией и гарантирующим поставщиком электроэнергии на всей территории Республики Алтай;

Филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистем Новосибирской области, Алтайского края и Республики Алтай» (Новосибирское РДУ), осуществляющий функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Республики Алтай.

В структуре филиала ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС» имеются 7 районов электрических сетей, которые базируются в муниципальных образованиях Республики Алтай:

Майминский РЭС;

Шебалинский РЭС;

Онгудайский РЭС;

Усть-Канский РЭС;

Усть-Коксинский РЭС;

Турачакский РЭС;

Улаганский РЭС.

На территории Республики Алтай отсутствуют блок-станции промышленных предприятий.

Несмотря на то, что в период 60-90 гг. прошлого века все муниципальные образования в Республике Алтай были присоединены к единой энергосистеме, зона охвата централизованным электроснабжением в настоящее время не превышает 30% от общей площади территории.

До 2015 года на территории Республики Алтай электроэнергия вырабатывалась только на десяти небольших ДЭС, ВЭС и двух МГЭС общей мощностью 1,3 МВт, предназначенных для локального электроснабжения объектов в труднодоступных и отдаленных населенных пунктах горных районов республики, и не подключенных к общей энергосистеме Республики Алтай.

В 2015 году была введена в работу первая на территории республики солнечная электростанция (СЭС), работающая параллельно с энергосистемой. В таблице 1.1 приведен полный перечень СЭС, осуществляющих обязательства по поставке мощности на оптовый рынок электроэнергии и мощности с датами ввода в работу (по состоянию на 01.01.2020).

Таблица 1.1 Солнечные электростанции на территории Республики Алтай

№ п/п

Наименование СЭС (установленная мощность)

Дата ввода в работу

1

Кош-Агачская СЭС (5 МВт)

01.04.2015

2

Кош-Агачская СЭС-2 (5 МВт)

21.12.2015

3

Усть-Канская СЭС (5 МВт)

09.09.2016

4

Майминская СЭС (25 МВт), в т.ч.:

2017-2019

4.1

1-я и 2-я очереди (20 МВт)

11.11.2017

4.2

3-я очередь (5 МВт)

30.03.2019

5

Онгудайская СЭС (5 МВт)

27.09.2017

6

Ининская СЭС (25 МВт), в т.ч.:

2019

6.1

1-я очередь (10 МВт)

31.03.2019

6.2

2-я очередь (15 МВт)

01.12.2019

7

Усть-Коксинская СЭС (40 МВт), в т.ч.:

01.12.2019

7.1

1-я очередь (10 МВт)

01.12.2019

7.2

2-я очередь (15 МВт)

01.12.2019

7.3

3-я очередь (5 МВт)

01.12.2019

7.4

4-я очередь (10 МВт)

01.12.2019

8

Чемальская СЭС (10 МВт)

01.01.2020

Собственником всех электростанций является ООО «Авелар Солар Технолоджи» – дочерняя организация ГК «Хевел». Суммарная величина установленной мощности солнечных электростанций Республики Алтай по состоянию на 01.01.2020 составила 120 МВт.

II Анализ балансовой ситуации энергосистемы Республики Алтай за 2015-2019 гг.

2.1. Отчетная динамика потребления электроэнергии Республики Алтай

Динамика электропотребления Республики Алтай за отчетный период 2015-2019 гг. представлена в таблице 2.1 и на рисунке 2.1.

Таблица 2.1 Динамика электропотребления энергосистемы Республики Алтай за отчетный период 2015-2019 гг.

                                                                                                                                                          млн кВт∙ч

Показатель

2015

2016

2017

2018

2019

2015-2019

Электропотребление

542,1

540,5

531,6

546,8

540,1

-

Абсолютный               прирост электропотребления

-22,0

-1,6

-8,9

15,2

-6,7

-2,0

Среднегодовые темпы прироста, %

-3,9

-0,3

-1,6

2,9

-1,2

-0,4

Рисунок 2.1. Динамика изменения электропотребления Республики Алтай

Динамика электропотребления Республики Алтай за период с 2015 по 2019 годы имела разнонаправленный характер. В целом за рассматриваемый период электропотребление энергосистемы Республики Алтай снизилось на 2 млн кВт∙ч (0,4%) относительно уровня 2015 года и составило 540,1 млн кВт∙ч. За период 2015-2017 гг. потребление электроэнергии энергосистемы Республики Алтай характеризовалось отрицательной динамикой, что связано с повышением средней температуры наружного воздуха в отопительный период по сравнению с предшествующими годами. Наибольшее падение электропотребления наблюдалось в 2015 году – 22 млн кВт∙ч (3,9% к уровню предыдущего года). В 2018 году зафиксирован рост уровня электропотребления на 15,2 млн кВт∙ч до 546,8 млн кВт∙ч (прирост на 2,9% к уровню 2017 года) в связи со снижением средней температуры воздуха по Республике Алтай в отопительный период, а также набором мощности по присоединенным к электрической сети в рамках договоров на технологическое присоединение. В 2019 году вновь зафиксировано снижение электропотребления энергосистемы Республики Алтай на 6,7 млн кВт∙ч (1,2%) относительно уровня 2018 года, что также связано с повышением средней температуры наружного воздуха в отопительный период.

2.2. Структура электропотребления по основным группам потребителей

Структура электропотребления Республики Алтай по видам экономической деятельности по данным Министерства регионального развития Республики Алтай приведена в таблице 2.2.

Таблица 2.2 Структура электропотребления Республики Алтай по видам экономической деятельности

млн кВт∙ч и %

Наименование группы потребителей

Структура электропотребления

2015

2016

2017 **

2018

2019

1

2

3

4

5

6

Суммарное электропотребление

534,2

100

542

100

556,5

100

545,3

100

537,7

100

Добыча полезных ископаемых, обрабатывающие производства, производство и распределение электроэнергии, газа и воды

93,1

17,4

72,5

13,4

80,2

14,4

36,4

6,7

54,3

10,0

Сельское хозяйство, охота, рыболовство, рыбоводство и лесное хозяйство

11,3

2,1

10,3

1,9

10,1

1,8

10,2

1,9

10,8

2,0

Строительство

12,1

2,3

9,9

1,8

10,4

1,9

6,4

1,2

8,7

1,6

Торговля оптовая и розничная, ремонт автотранспортных средств и мотоциклов

22,6

4,2

24,2

4,5

27,6

5

26,8

4,9

25,1

4,7

Транспортировка и хранение, связь

16,8

3,2

16,9

3,1

18,8

3,4

14

2,5

18,9

3,5

Другие виды экономической деятельности

69,5

13

90,1

16,6

102,5

18,4

132,2

24,2

108,0

20,1

Население (бытовое потребление)

193,8

36,3

197,6

36,5

199,8

35,9

210,3

38,6

205,7

38,3

Суммарное электропотребление

534,2

100

542

100

556,5

100

545,3

100

537,7

19,8

Примечания:

* данные по структуре энергопотребления за 2015-2019 гг. приняты исходя из официальных форм статистической информации 23-Н;

** начиная с 2017 года деление по видам экономической деятельности осуществляется по новому классификатору ОКВЭД 2 (утв. Приказом Росстандарта от 31.01.2014 N 14-ст) (ред. от 12.05.2016).

Как видно из таблицы 2.2, основная доля потребления электроэнергии Республики Алтай приходится на предприятия сектора добычи полезных ископаемых, обрабатывающих производств и осуществляющих производство и распределение электроэнергии, газа и воды. В рассматриваемый период 2015-2019 гг. доля электропотребления предприятиями данного сектора экономики изменялась неравномерно, в абсолютных значениях являлась максимальной в 2015 году и составила 93,1 млн кВт∙ч, минимальной – в 2018 году – 36,4 млн кВт∙ч.

Самые низкие доли в структуре общего электропотребления составили потребители сектора сельского хозяйства, охоты, рыболовства, рыбоводства и лесного хозяйства, а также сектора строительства.

Доля бытового потребления в общей структуре электропотребления Республики Алтай составляет порядка 36-38%. За рассматриваемый период потребление данного сектора в абсолютных значениях выросло на 11,9 млн кВт∙ч.

В рассматриваемом отчетном периоде уровень электропотребления в Республике Алтай не претерпел значительных изменений.

2.3. Перечень крупных существующих потребителей электрической энергии на территории Республики Алтай

В целом по Республике Алтай крупные потребители мощностью 5 МВт и более отсутствуют. Объемы потребления электроэнергии и мощности наиболее крупными потребителями (мощностью 1 МВт и более) за 2015-2019 гг. представлены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 Потребление электроэнергии и мощности наиболее крупными потребителями Республики Алтай за 2015-2019 гг.

№ п/п

Наименование потребителя

Вид деятельности

Наименование показателя

2015

2016

2017

2018

2019

1

ООО УК «Центральная»*

Управление эксплуатацией жилого фонда

Электропотребление, млн кВт∙ч

14,63

13,24

13,24

14,5

14,5

Максимум нагрузки, МВт

4,46

4,01

4,02

4,31

4,31

2

ОАО «Рудник Веселый»

Добыча полезных ископаемых

Электропотребление, млн кВт∙ч

14,83

13,35

13,88

10,15

11,13

Максимум нагрузки, МВт

3,01

3,45

3,10

2,27

1,47

3

ОАО «Горно-Алтайское ЖКХ»*

Производство пара и горячей воды (тепловой энергии) котельными

Электропотребление, млн кВт∙ч

7,11

6,46

6,22

6,20

6,20

Максимум нагрузки, МВт

2,75

2,48

2,37

2,37

2,37

4

ООО «Раст»*

Прочая оптовая торговля

Электропотребление, млн кВт∙ч

4,97

4,81

4,00

4,72

4,72

Максимум нагрузки, МВт

2,06

1,88

1,77

1,98

1,98

5

ООО «Мария-Ра»

Сдача внаем собственного нежилого недвижимого имущества

Электропотребление, млн кВт∙ч

3,93

4,39

4,82

4,90

4,41

Максимум нагрузки, МВт

1,12

1,24

1,47

1,41

0,60

6

ООО «Соузгинский мясокомбинат»

Сдача внаем собственного нежилого недвижимого имущества

Электропотребление, млн кВт∙ч

3,49

3,34

3,73

3,64

3,81

Максимум нагрузки, МВт

1,09

0,99

1,14

1,12

0,52

* данные о потреблении электроэнергии и мощности не представлены, потребление за 2019 год принято в соответствии с фактическими показателями за 2018 год.

Как видно из таблицы 2.3, некоторые потребители за отчетный период демонстрировали отрицательную динамику электропотребления. Наибольшее снижение потребления произошло на таких предприятиях, как ОАО «Рудник Веселый», ОАО «Горно-Алтайское ЖКХ» и ООО «Соузгинский мясокомбинат».

2.4. Динамика изменения максимального потребления мощности

Динамика изменения максимального потребления мощности в энергосистеме Республики Алтай за отчетный период 2015-2019 гг. приведена в таблице 2.4 и изображена на рисунке 2.2.

Таблица 2.4 Динамика изменения максимального потребления мощности в энергосистеме Республики Алтай за отчетный период 2015-2019 гг.

МВт

Показатель

2015

2016

2017

2018

2019

2015-2019

Максимальное потребление мощности

107

103

101

106

102

-

Абсолютный прирост максимального потребления мощности

-2

-4

-2

5

-4

-5

Среднегодовые темпы прироста, %

-1,8

-3,7

-1,9

5,0

-3,8

-4,7

Рисунок 2.2. Динамика изменения максимального потребления мощности в энергосистеме Республики Алтай

Как видно из таблицы 2.4, с 2015 года по 2017 год наблюдается снижение собственного максимума потребления мощности Республики Алтай относительно предыдущих годов со 107 МВт (2015 год) до 101 МВт (2017 год). В 2018 году максимальное потребление мощности составило 106 МВт. Изменение собственного максимума потребления мощности в рассматриваемом период обусловлено влиянием среднесуточной температуры в день прохождения максимума Республики Алтай.

2.5. Структура установленной электрической мощности и состав существующих электростанций 5 МВт и более на территории Республики Алтай

В Турочакском, Кош-Агачском и Улаганском муниципальных районах в технологически изолированных энергоузлах выработка электроэнергии осуществляется с помощью дизель-генераторных, а также гибридных солнечно-дизельных электростанциях общей мощностью 1,3 МВт, находящихся на балансе соответствующих муниципальных образований.

В период с 2015 по 2020 годы на территории республики было введено восемь солнечных электростанций суммарной установленной мощностью 120 МВт. Собственником всех солнечных электростанций, работающих параллельно с энергосистемой является ООО «Авелар Солар Технолоджи».

Динамика установленных мощностей электростанций энергосистемы Республики Алтай единичной мощностью 5 МВт и выше за отчетный период 2015-2019 гг. приведена в таблице 2.5.

Таблица 2.5 Установленные мощности электростанций энергосистемы
Республики Алтай за отчетный период 2015-2019 гг.

(по состоянию на конец года)

МВт

Наименование электростанции

2015

2016

2017

2018

2019

Кош-Агачская СЭС

5

5

5

5

5

Кош-Агачская СЭС-2

5

5

5

5

5

Усть-Канская СЭС

-

5

5

5

5

Онгудайская СЭС

-

-

5

5

5

Майминская СЭС

-

-

20

20

25

Ининская СЭС

-

-

-

-

25

Усть-Коксинская СЭС

-

-

-

-

40

Чемальская СЭС

-

-

-

-

0 *

Всего по энергосистеме Республики Алтай

10

15

40

40

110

*- дата ввода Чемальской СЭС – 01.01.2020

За отчетный период 2015-2019 гг. произошли следующие изменения установленной мощности:

2015 год

Ввод Кош-Агачской СЭС с установленной мощностью 5 МВт и Кош-Агачской СЭС-2 с установленной мощностью 5 МВт с присоединением к шинам 10 кВ ПС 110 кВ Кош-Агачская;

2016 год

Ввод Усть-Канской СЭС с установленной мощностью 5 МВт с присоединением к шинам 10 кВ ПС 110 кВ Усть-Канская;

2017 год

Ввод Майминской СЭС (1-2 очереди) с установленной мощностью 20 МВт с присоединением к шинам 10 кВ ПС 110 кВ Майминская;

Ввод Онгудайской СЭС с установленной мощностью 5 МВт с присоединением к шинам 10 кВ ПС 110 кВ Онгудайская;

2019 год

Ввод третьей очереди Майминской СЭС с установленной мощностью 5 МВт;

Ввод Ининской СЭС с установленной мощностью 25 МВт с присоединением к электрической сети одноцепной отпайкой к существующей ВЛ 110 кВ Онгудайская – Ининская (ОИ-74) со строительством повышающей ПС 110/10/10 кВ с установкой одного силового трансформатора мощностью 25 МВА;

Ввод Усть-Коксинской СЭС с установленной мощностью 40 МВт с присоединением к электрической сети одноцепной отпайкой к существующей ВЛ 110 кВ Абайская – Усть-Коксинская (АК-38) со строительством повышающей ПС 110/10 кВ с установкой одного силового трансформатора мощностью 40 МВА;

2020 год

Ввод Чемальской СЭС с установленной мощностью 10 МВт с присоединением к электрической сети по двум новым кабельным линиям до ПС 110 кВ Эликманарская.

2.6. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

Значение и доля выработки электроэнергии электростанциями энергосистемы Республики Алтай за 2018-2019 гг. приведена в таблице 2.6.

Таблица 2.6 Выработка электроэнергии электростанциями энергосистемы Республики Алтай за 2018-2019 гг.

Наименование электростанции

Ед.изм.

2018

2019

Кош-Агачская СЭС

млн кВт∙ч

7,42

7,13

%

15

11,16

Кош-Агачская СЭС-2

млн кВт∙ч

7,47

7,04

%

15

11,02

Усть-Канская СЭС

млн кВт∙ч

6,33

6,33

%

12

9,91

Онгудайская СЭС

млн кВт∙ч

5,35

5,05

%

10

7,91

Майминская СЭС

млн кВт∙ч

20,32

24,02

%

40

37,60

Ининская СЭС

млн кВт∙ч

-

9,98

%

-

15,62

Усть-Коксинская СЭС

млн кВт∙ч

-

0,17

%

-

0,27

Чемальская СЭС

млн кВт∙ч

-

0,06

%

-

0,09

Итого по СЭС

млн кВт∙ч

46,88

59,77

%

92

93,57

ДЭС, ГЭС Турочакского р-на

млн кВт∙ч

1,15

1,15

%

2

1,80

ДЭС, ГЭС Кош-Агачского р-на

млн кВт∙ч

1,63

1,63

%

3

2,55

ДЭС, ГЭС Улаганского р-на

млн кВт∙ч

1,33

1,33

%

3

2,08

Итого по ДЭС, МГЭС (работающие изолированно от энергосистемы)

млн кВт∙ч

4,11

4,11

%

8

6,43

Всего

млн кВт∙ч

50,99

63,88

В 2019 году суммарная выработка электроэнергии на ДЭС, МГЭС составила всего 4,11 млн кВт∙ч или 6,43% от потребности Республики Алтай в электроэнергии.

Выработка солнечными электростанциями в 2019 году составила 59,77 млн кВт∙ч. Доля выработки электрической энергии солнечными станциями в Республике Алтай составляет 93,57%.

Рисунок 2.3. Структура выработки электроэнергии на территории Республики Алтай в 2019 году по типам

2.7. Анализ существующего баланса электрической энергии и мощности

Поскольку на территории Республики Алтай отсутствуют объекты генерации, работающие параллельно с энергосистемой, кроме солнечных станций, работающих только в светлое время суток при наличии напряжения во внешней сети, балансы электрической энергии и мощности региональной энергосистемы складываются с превышением потребления электрической энергии и мощности над выработкой.

Располагаемая мощность СЭС изменяется в течение суток и зависит от освещенности в конкретный период времени. В связи с тем, что час максимума потребления мощности приходится на темное время суток, располагаемая мощность СЭС при проведении расчетов балансов мощности принята равной нулю. Потребление электрической мощности и энергии энергосистемы Республики Алтай покрывается за счет перетоков по внешним связям с электрической сетью Бийского энергорайона энергосистемы Республики Алтай и Алтайского края, расположенной на территории Алтайского края.

Балансы мощности энергосистемы Республики Алтай за отчетный период 2015-2019 гг. приведены в таблице 2.7.

Режим работы энергосистемы Республики Алтай при прохождении максимума нагрузки в отчетном периоде складывался с приемом мощности из соседних энергосистем.

Участие электростанций энергосистемы Республики Алтай в покрытии максимума нагрузки в 2019 году отсутствовало, поскольку час максимума потребления мощности приходится на темное время суток, когда генерация СЭС отсутствует.

Таблица 2.7 Балансы мощности энергосистемы Республики Алтай
за отчетный период 2015-2019 гг.

МВт

Показатель

2015

2016

2017

2018

2019

ПОТРЕБНОСТЬ

Дата прохождения собственного максимума потребления мощности

26.01

15:00

(мск)

21.11

15:00

(мск)

31.12 15:00

(мск)

31.12 15:00

(мск)

31.12 15:00

(мск)

Максимальное потребление мощности

107

103

101

106

102

ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность

0

15

40

40

110

Нагрузка электростанций

0

0

0

0

0

Ограничение установленной мощности

0

15

40

40

110

Сальдо перетоков электрической мощности (выдача (+), прием (-))

-107

-103

-101

-106

-102

Балансы электроэнергии энергосистемы Республики Алтай за отчетный период 2015-2019 гг. приведены в таблице 2.8.

Таблица 2.8 Баланс электрической энергии энергосистемы Республики Алтай за отчетный период 2015-2019 гг.

млн кВт∙ч

Показатель

2015

2016

2017

2018

2019

Потребление электроэнергии

542,1

540,5

531,6

546,8

540,1

Выработка электроэнергии СЭС

5,8

14,1

23,2

46,8

59,8

Сальдо перетоков электрической энергии (выдача (+), прием (-))

-536,3

-526,4

-508,4

-500,0

-480,4

ЧЧИ установленной мощности

1494

1221

1246

1172

1067

В течение всего рассматриваемого ретроспективного периода баланс электроэнергии энергосистемы Республики Алтай складывался с приемом электроэнергии из соседних энергосистем. В период 2015-2019 гг. величина сальдо перетоков электроэнергии энергосистемы Республики Алтай уменьшилась с 536,3 до 480,4 млн кВт∙ч. Показатель числа часов использования установленных мощностей электростанций энергосистемы Республики Алтай уменьшился с 1494 до 1067 часов.

III Основные характеристики электросетевого комплекса 110 кВ и выше энергосистемы Республики Алтай

3.1. Основные внешние электрические связи энергосистемы Республики Алтай

Энергосистема Республики Алтай (за исключением зоны децентрализованного энергоснабжения) входит в ЕЭС России, являясь частью Объединенной энергосистемы Сибири, находится в операционной зоне филиала АО «СО ЕЭС» — «Региональное диспетчерское управление энергосистем Новосибирской области, Алтайского края и Республики Алтай» (Новосибирское РДУ). Энергосистема региона связана с энергосистемой Алтайского края по шести линиям электропередачи напряжением 110 кВ:

ВЛ 110 кВ ОПП – Майминская (42,0 км);

ВЛ 110 кВ Быстрянка – Майминская (42,0 км);

ВЛ 110 кВ Дмитриевская – Ненинская (65,9 км);

ВЛ 110 кВ Предгорная – Чергинская (51,8 км);

ВЛ 110 кВ Солонешенская – Совхозная I, II цепь с отпайкой на ПС Черно-Ануйская (24,6 км каждая цепь).

Магистральные электрические сети (напряжением 220 кВ и выше) на территории Республики Алтай отсутствуют.

3.2. Электрические сети 110 кВ

Основной объем электрических сетей принадлежит ПАО «МРСК Сибири» и обслуживается его филиалом – «Горно-Алтайские электрические сети». В том числе ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС» обслуживают электрические сети 0,4-110 кВ на территории всех муниципальных образований в Республике Алтай. ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС» обслуживает 100% распределительных сетей классом напряжения 110 кВ на территории Республики Алтай. Площадь обслуживаемой территории – 93 тыс. км2, протяженность с запада на восток – 465 км, с севера на юг – 360 км, удаленность от центра управления до дальнего РЭС – 465 км.

Распределительные сети классом напряжения 110 кВ в ведении МУП «Горэлектросети» отсутствуют.

Протяженность ВЛ 110 кВ и установленная трансформаторная мощность ПС 110 кВ на 01.01.2020 приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Суммарная протяженность линий 110 кВ и установленная трансформаторная мощность подстанций 110 кВ

Класс напряжения

Протяженность ВЛ и КЛ (в одноцепном исполнении), км

Трансформаторная мощность ПС, МВА

110 кВ

1439,2 (с учетом линий связи с Алтайским краем)

399,3

В таблице 3.2 приведен перечень СКРМ, установленных на электросетевых объектах 110 кВ ЭС Республики Алтай, по состоянию на 01.01.2020.

Таблица 3.2 Перечень СКРМ, установленных на электросетевых объектах 110 кВ ЭС Республики Алтай, по состоянию на 01.01.2020

Элементы электрической сети

Место установки

СКРМ, шт. × Мвар

ШР

БСК

СК

СТК

ПС 110 кВ Майминская

Шины 10 кВ

2х9,9

ПС 110 кВ Акташская

Шины 10 кВ

2х3,3

ПС 110 кВ Кош-Агачская

Шины 10 кВ

1х3,3

Ининская СЭС

Шины 10 кВ

1х3,3

Усть-Коксинская СЭС

Шины 10 кВ

3х3,3

Итого, Мвар

23,1

18,8

3.3. Анализ технического состояния и возрастная структура линий электропередачи и подстанций

Для оценки технического состояния оборудования ПС и ВЛ выполнен анализ возрастной структуры электрических сетей. Оценка технического состояния электросетевого и силового оборудования выполнена в соответствии со сложившейся практикой разделения оборудования на группы по сроку эксплуатации:

ПС

ВЛ

I группа

до 25 лет

до 25 лет

II группа

26-35 лет

26-40 лет

III группа

свыше 35 лет

свыше 40 лет

В таблицах 3.3 и 3.4 представлен перечень линий и подстанций филиала ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС» (данные предоставлены письмом №1.11/1/953-исх от 15.04.2020), отражающий возрастную структуру, количество и установленную мощность трансформаторов, протяженность и количество цепей ВЛ.

Таблица 3.3 Возрастная характеристика линий электропередачи 110 кВ филиала «МРСК Сибири» - «ГАЭС» на 01.01.2020

№ п/п

Диспетчерское наименование ЛЭП

Год ввода в эксплуатацию

Провод

Срок службы на 01.01.2020

Длина по трассе, км

Длина в одноцепном исчислении, км

Марка провода

Кол-во в одной фазе

Количество цепей

1

ВЛ 110 кВ Абайская–Усть-Коксинская с отпайкой на Усть-Коксинскую СЭС
(АК-38)

1980

59,60

59,60

АС 120/19

1

1

40

2

ВЛ 110 кВ Акташская – Кош-Агачская I, II цепь (АК-1415,1416)

1988

94,72

189,44

АЖ 120/19 

1

2

32

3

ВЛ 110 кВ Акташская–Улаганская
(АУ-1433,1434)

1992

55,36

110,72

АС 120/19

1

2

28

4

ВЛ 110 кВ Барагашская – Усть-Канская (ВЛ БК-34)

1980

69,38

69,38

АС 120/19

1

1

40

5

ВЛ 110 кВ Дмитриевская – Ненинская (ВЛ ДН-86)

2006

22,50

22,50

АС 120/19

1

1

14

6

ВЛ 110 кВ Ининская – Акташская I, II цепь (ИА-83,84)

1986

87,28

174,56

АЖ 120/19 

1

2

34

7

ВЛ 110 кВ Рудничная – Кебезенская (ВЛ РК-11)

1984

34,03

34,03

АС 120/19

1

1

36

8

ВЛ 110 кВ Кебезеньская-Турачакская (КТ-82)

1986

45,58

45,58

АС 120/19

1

1

34

9

ВЛ 110 кВ Сигнал – Манжерокская
(ВЛ СМ-1413)

1988

20,11

20,11

АС 120/19

1

1

32

10

ВЛ 110 кВ Быстрянка – Майминская (ВЛ БМ-85)

1975

17,58

17,58

АС 120/19

1

1

45

11

ВЛ 110 кВ ОПП – Майминская
(ВЛ ОМ-139)

1975

17,58

17,58

АС 120/19

1

1

45

12

ВЛ 110 кВ Майминская – Сигнал (ВЛ МС-164)

1988

14,11

14,11

АС 120/19

1

1

32

13

ВЛ 110 кВ Майминская – Чойская (ВЛ МЧ-5)

1976

53,96

53,96

АС 120/19

1

1

44

14

ВЛ110кВ Манжерокская-Чергинская (МЧ-10)

1983

70,40

70,40

АЖ 120

1

1

37

15

ВЛ 110 кВ Манжерокская – Чергинская с отпайкой на ПС Элекмонарскую (ВЛ МЧ-10)

1983

21,43

21,43

АЖ 120

1

1

37

16

ВЛ 110 кВ Ининская-Онгудайская с отпайками (ВЛ ОИ-74)

1984

64,70

64,70

АЖ 120

1

1

36

17

ВЛ 110 кВ Теньгинская – Онгудайская (ВЛ ТО-33)

1980

41,39

41,39

АС 120/19

1

1

40

18

ВЛ 110 кВ Турочакская – Дмитриевская
(ВЛ ТД-81)

1988

33,65

33,65

АС 120/19

1

1

32

19

ВЛ 110 кВ Усть-Канская – Абайская (КА-37)

1979

63,01

63,01

АС 120/19

1

1

41

20

ВЛ 110 кВ Солонешенская-Совхозная (СС-178,179)

1983

9,62

19,24

АС 70/11

1

2

37

21

ВЛ 110 кВ Предгорная – Чергинская (ВЛ ПЧ-3)

1977

11,61

11,61

АС 150/19

1

1

43

22

ВЛ 110 кВ Чергинская-Элекмонарская (ЧЕ-73)

1985

50,53

50,53

АЖ 120

1

1

35

23

ВЛ 110 кВ Чергинская–Шебалинская. Участок ПС 110 кВ Чергинская – отпайка (ПС 110 кВ Барагашская)

1978

40,55

40,55

АС 120/19

1

1

42

24

ВЛ 110 кВ Чергинская–Шебалинская. Участок ПС 110 кВ Шебалинская – отпайка (ПС 110 кВ Барагашская)

1978

42,80

42,80

АС 120/19

1

1

42

25

ВЛ 110 кВ Чергинская–Теньгинская (ВЛ ЧТ-181)

1978

98,02

98,02

АС 120/19

1

1

42

26

ВЛ 110 кВ Онгудайская-Урсульская (ОУ-74)

2011

16,42

16,42

АС 120/19

1

1

9

27

ВЛ 110 кВ Майминская–Г-Алтайская
(МГ-1405,1406)

1988

2,40

4,80

АС 120/19

1

2

32

28

ВЛ 110 кВ Чойская – Рудничная (ВЛ ЧР-6)

1973

15,08

15,08

АС 120/19

1

1

47

29

ВЛ 110 кВ Урсульская-Ининская (УИ-120)

2011

16,42

16,42

АС 120/19

1

1

9

Таблица 3.4. Возрастная характеристика подстанций и силовых трансформаторов 110 кВ филиала «МРСК Сибири» - «ГАЭС»

№ п/п

Подстанции

Трансформаторы

Срок службы ПС на 01.01.2020 с года ввода ПС

Срок службы трансформаторов на 01.01.2020 с года ввода трансформатора

Срок службы трансформаторов на 01.01.2021 с года ввода трансформатора

Срок службы трансформаторов на 01.01.2022 с года ввода трансформатора

Срок службы трансформаторов на 01.01.2023 с года ввода трансформатора

Срок службы трансформаторов на 01.01.2024 с года ввода трансформатора

Срок службы трансформаторов на 01.01.2025 с года ввода трансформатора5

Наименование и подстанционный номер

Класс напряжения

Год ввода, год реконструкции ПС

Тип, мощность, кВА

Год изготовления трансформатора

Год ввода трансформатора

1

ПС 110 кВ Турочакская

110/10

1986

ТМТН-6300/110

1984

1986

34

34

35

36

37

38

39

ТМТН-6300/110

1988

1988

32

33

34

35

36

37

2

ПС 110 кВ Сигнал

110/10

1988

ТРДН-25000/110

1988

1989

32

31

32

33

34

35

36

ТРДН-25000/110

1989

1990

30

31

32

33

34

35

3

ПС 110 кВ Манжерокская

110/10

1972

ТДН-10000/110

1976

1992

48

28

29

30

31

32

33

ТДН-16000/110

1990

1991

29

30

31

32

33

34

4

ПС 110 кВ Дмитриевская

110/10

1988

ТМН-2500/110-У1

1987

1988

32

32

33

34

35

36

37

ТМН-2500/110-У1

1988

1990

30

31

32

33

34

35

5

ПС 110 кВ Горно-Алтайская

110/10

1964

ТДН-25000/110

2017

2018

56

2

3

4

5

6

7

ТДН-25000/110

2017

2018

2

3

4

5

6

7

6

ПС 110 кВ Майминская

110/10

1975

ТРДН-25000/110У1

1990

2008

45

12

13

14

15

16

17

ТРДН-25000/110У1

2013

2013

7

8

9

10

11

12

7

ПС 110 кВ Усть-Канская

110/10

1979

ТМТН-6300/110

1978

1980

41

40

41

42

43

44

45

ТМТН-6300/110

1983

1983

37

38

39

40

41

42

8

ПС 110 кВ Шебалинская *

110/10

1978

ТМН-2500/110-У1

1977

1979

42

41

42

43

1

2

3

ТМН-2500/110-У1

1982

1983

37

38

39

1

2

3

9

ПС 110 кВ Черно-Ануйская

110/10

1983

ТМН-2500/110

1982

1983

37

37

38

39

40

41

42

ТМН-2500/110

1985

1993

27

28

29

30

31

32

10

ПС 110 кВ Кош-Агачская

110/10

1994

ТДН-10000/110

1990

1992

26

28

29

30

31

32

33

ТДН-10000/110

1991

1992

28

29

30

31

32

33

11

ПС 110 кВ Ининская

110/10

1984

ТМН-2500/110

1984

1985

36

35

36

37

38

39

40

ТМН-2500/110

1987

1988

32

33

34

35

36

37

12

ПС 110 кВ Онгудайская

110/10

1980

ТМН-6300/110-У1

1979

1980

40

40

41

42

43

44

45

ТМН-6300/110-У1

1985

1985

35

36

37

38

39

40

13

ПС 110 кВ Теньгинская

110/10

1978

ТМН-2500/110-У1

1980

1986

42

34

35

36

37

38

39

ТМН-2500/110-У1

1988

1988

32

33

34

35

36

37

14

ПС 110 кВ Кебезеньская

110/35/10

1984

ТМТН-6300/110/35/10

1984

1984

36

36

37

38

39

40

41

ТМТН-6300/110/35/10

1989

1989

31

32

33

34

35

36

15

ПС 110 кВ Чойская

110/10

1988

ТМН-6300/110-У1

1987

1988

32

32

33

34

35

36

37

ТМН-6300/110-У1

1989

1989

31

32

33

34

35

36

16

ПС 110 кВ Акташская

110/10

1986

ТДН-10000/110

1986

1986

34

34

35

36

37

38

39

ТДН-10000/110

1988

1988

32

33

34

35

36

37

17

ПС 110 кВ Улаганская

110/10

1992

ТМН-6300/110

1990

1992

28

28

29

30

31

32

33

ТМН-6300/110

1977

1997

23

24

25

26

27

28

18

ПС 110 кВ Абайская

110/10

1980

ТМН-2500/110

1979

1982

40

38

39

40

41

42

43

ТМН-2500/110

1982

1983

37

38

39

40

41

42

19

ПС 110 кВ Усть-Коксинская

110/10

1981

ТМТН-6300/110

1984

1988

39

32

33

34

35

36

37

ТМТН-6300/110

1989

1989

31

32

33

34

35

36

20

ПС 110 кВ Барагашская

110/10

1977

ТМН-2500/110

1988

1995

43

25

26

27

28

29

30

ТМН-2500/110

1978

2002

18

19

20

21

22

23

21

ПС 110 кВ Чергинская

110/10

1976

ТМТН-6300/110

1976

1977

44

43

44

45

46

47

48

ТМТН-6300/110

1979

1986

34

35

36

37

38

39

22

ПС 110 кВ Эликманарская **

110/10

1985

ТМТН-6300/110-У1

1984

2009

35

11

12

1

2

3

4

ТМТН-6300/110-У1

1979

2002

18

19

1

2

3

4

23

ПС 110 кВ Рудничная

110/10

1979

ТМН-6300/110–У1

1978

1978

41

42

43

44

45

46

47

ТДН–16000/110 У1

1989

1989

31

32

33

34

35

36

24

ПС 110 кВ Урсульская

110/10

2011

ТМН-6300/110 УХЛ1

2010

2011

9

9

10

11

12

13

14

ТМН-6300/110 УХЛ1

2010

2011

9

10

11

12

13

14

* на ПС 110 кВ Шебалинская предусматривается замена существующих силовых трансформаторов 2х2,5 МВА на трансформаторы 2х6,3 МВА (перемещение с ПС 110 кВ Эликманарская) (письмо от 03.07.2020 № 1.11/1/1562-исх). Учёт в таблице осуществляется с начала 2023 года.

** на ПС 110 кВ Эликманарская предусматривается замена существующих силовых трансформаторов 2х6,3 МВА на трансформаторы 2х16 МВА (перемещение с ПС 110 кВ Горно-Алтайская) (письмо от 03.07.2020 № 1.11/1/1562-исх). Учёт в таблице осуществляется с начала 2022 года.

На рисунке 3.1 приведена возрастная характеристика линий электропередачи и подстанций ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС» 110 кВ на 01.01.2020.

Анализ технического состояния электросетевых объектов показал, что 63% от общего числа ПС 110 кВ отработали свыше 35 лет; 44% от общего числа трансформаторов 110 кВ отработали свыше 35 лет; линии электропередачи протяженностью 360,19 км в одноцепном исчислении (25% от общей протяженности ЛЭП 110 кВ) отработали свыше 40 лет.

Рисунок 3.1. Возрастная характеристика ВЛ и ПС 110 кВ филиала ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС» на 01.01.2020

3.4. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за отчетный период

В таблице 3.5 представлена динамика основных показателей энерго- и электроэффективности по Республике Алтай за период 2015-2018 гг.

Таблица 3.5 Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности по Республике Алтай

№ п/п

Наименование показателя

2015

2016

2017

2018

1

Электроемкость, кВт∙ч/тыс.руб

12,9

12,2

11,8

10,8

2

Потребление электроэнергии на душу населения, кВт∙ч/чел. в год

2537

2512

2450

2507

3

Электровооруженность труда в экономике, кВт∙ч/чел. в год

4565

4601

4548

4704

4

Годовое потребление первичной энергии, тыс. т.у.т.

-

537,28

520,71

547,71

5

Энергоемкость ВРП, кг у.т./тыс.руб

-

12,14

11,60

10,83

Показатель электроемкости экономики - важнейший показатель эффективности использования энергии. Как видно из таблицы 3.5 электроемкость ВРП Республики Алтай за отчетный период 2015-2018 гг. снизилась с 12,9 кВт∙ч/тыс.руб до 10,8 кВт∙ч/тыс.руб (-16,3%). Обобщенным показателем энергоэффективности экономики Республики Алтай, индикатором использования топливно-энергетических ресурсов является показатель энергоемкости ВРП региона. Наименьшей энергоемкостью ВРП отличаются регионы, где преобладает сфера услуг, деревообрабатывающая и лесная промышленность и сельское хозяйство. Поскольку в Республике Алтай практически отсутствуют электрические станции, весь объем потребляемого топлива, для централизованной выработки тепловой и электрической энергии, используется муниципальными (районными) котельными. Основное топливо – привозной каменный уголь и природный газ. Энергоемкость ВРП Республики Алтай снизилась с 12,4 кг у.т./тыс.руб в 2016 году до 10,83 кг у.т./тыс.руб в 2019 году (-12,6%). На снижение энергоемкости влияют два фактора – снижение энергоемкости действующих производств и нужд экономики (ограничены уровнем достигнутого научно-технического прогресса) и изменение технологической структуры экономики (увеличение доли услуг и неэнергоемких отраслей).

Повышение электровооруженности труда — важное условие научно-технического прогресса и роста производительности общественного труда. Показатель электровооруженности труда за отчетный период в Республики Алтай вырос на 3%.

3.5. Динамика вводов, техперевооружения и реконструкции электросетевых объектов энергосистемы Республики Алтай за 2015-2019 гг.

В данной главе описываются вводы, техперевооружение и реконструкция объектов энергетики, линий электропередач и электрооборудования на территории Республики Алтай, выполненные в период 2015-2019 гг.

Перечень электросетевых объектов 110 кВ филиала ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС», подвергшихся реконструкции и техническому перевооружению за период 2015-2019 гг. представлен в таблице 3.6.

Таблица 3.6 Перечень электросетевых объектов 110 кВ филиала ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС», подвергшихся реконструкции и техническому перевооружению за период 2015-2019 гг.

№ п/п

Наименование

объекта

Год ввода

Протяженность / мощность (км/МВА)

Примечание

Реконструкция

1

ПС 110 кВ Горно-Алтайская

2018

2х25 МВА

Реконструкция ПС с заменой силовых трансформаторов 2х16 МВА на 2х25 МВА

IV Особенности и проблемы текущего состояния электрических сетей Республики Алтай

В настоящем разделе приведены особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Республики Алтай, связанные с недостатком пропускной способности электрических сетей 110 кВ для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах с указанием ограничивающих элементов, а также с отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения (в том числе недостаточными возможностями по регулированию уровней напряжения).

В результате анализа электроэнергетических режимов выявлено наличие узлов электрической сети, в которых возникают риски выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений – недопустимое снижение напряжения в послеаварийных режимах. Недостатки пропускной способности электрической сети 110 кВ не выявлены.

Температурные условия, принятые при выполнении расчетов:

температура ПЭВТ: +30℃;

температура СТНТМ: +20℃.

температура ОЗМ: -5℃;

Отличительной особенностью энергосистемы на территории Республики Алтай является крайне неравномерный график потребления электроэнергии и мощности по сезонам года. В связи с тем, что часы максимальных и минимальных нагрузок зимнего периода приходятся на темное время суток солнечные электростанции не участвуют в покрытии максимума потребления мощности Республики Алтай - весь максимум электроэнергии и мощности покрывается за счет внешних связей с Алтайским краем. При этом значительная часть электроэнергии и мощности Республики Алтай расходуется на отопление.

По данным летнего контрольного замера часть нагрузки в дневное время суток покрывается за счет генерации солнечных электростанций, расположенных на территории Республики Алтай, а также за счет внешних связей с Алтайским краем. Максимум электрической мощности потребителей энергосистемы на территории Республики Алтай по данным зимнего контрольного замера на 18.12.2019 составила 85,66 МВт, по данным летнего контрольного замера на 19.06.2019 — 62,89 МВт.

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 удаленной ПС 110 кВ Кош-Агачская более 600 км) многие из которых одноцепные, при ремонтных схемах и в послеаварийных режимах приводят к отключению потребителей.

Электроснабжение Шебалинского, Онгудайского, Улаганского, Кош-Агачского, Усть-Канского и Усть-Коксинского районов осуществляется по одноцепным тупиковым ВЛ 110 кВ:

–                            ВЛ 110 кВ Чергинская – Шебалинская с отпайкой на ПС Барагашская (ВЛ ЧШ-180), с суммарной протяженностью ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Чергинская до ПС 110 кВ Усть-Коксинская 263 км;

–                            ВЛ 110 кВ Чергинская – Теньгинская с отпайкой на ПС Шебалинская (ВЛ ЧТ-181) с суммарной протяженностью ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Чергинская до ПС 110 кВ Ининская 287 км.

На территории указанных районов находится более 123 населенных пунктов, в которых проживает 80 тысяч человек (36% населения Республики Алтай).

От ВЛ 110 кВ Чергинская – Шебалинская с отпайкой на ПС Барагашская (ВЛ ЧШ-180) осуществляется электроснабжение четырех подстанций 110 кВ (ПС 110 кВ Барагашская, ПС 110 кВ Усть-Канская, ПС 110 кВ Абайская, ПС 110 кВ Усть-Коксинская) суммарной мощностью до 9,28 МВт (зимний контрольный замер) без возможности перевода нагрузки на другие центры питания.

От ВЛ 110 кВ Чергинская – Теньгинская с отпайкой на ПС Шебалинская (ВЛ ЧТ-181) осуществляется электроснабжение семи подстанций 110 кВ (ПС 110 кВ Теньгинская, ПС 110 кВ Акташская, ПС 110 кВ Онгудайская, ПС 110 кВ Ининская, ПС 110 кВ Кош-Агачская, ПС 110 кВ Урсульская, ПС 110 кВ Улаганская) суммарной мощностью до 12,82 МВт (зимний контрольный замер) без возможности перевода нагрузки на другие центры питания.

Электроснабжение всех потребителей на территории Шебалинского, Усть-Коксинского, Усть-Канского, Онгудайского, Кош-Агачского районов Республики Алтай осуществляется по третьей категории надежности.

Кроме аварийных отключений, к прекращению электроснабжения потребителей приводит проведение ремонтов указанных выше ВЛ 110 кВ на период проведения работ. По данным, предоставленным филиалом ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС», суммарное время проведения ремонта по любой из этих ВЛ 110 кВ превышает установленное действующими нормативно-техническими документами допустимое время прекращения электроснабжения потребителей третьей категории (суммарно 72 часа за год).

Технические условия на технологическое присоединение объектов с первой и/или второй категорией надежности электроснабжения, расположенных на территории Шебалинского, Усть-Коксинского, Усть-Канского, Онгудайского, Кош-Агачского районов, в которые включены мероприятия по строительству новых ВЛ 110 кВ в настоящее время отсутствуют.

С учетом изложенного, для соблюдения требований действующих НТД при проведении ремонтов ВЛ 110 кВ, обеспечивающих электроснабжение потребителей на территории Шебалинского, Усть-Коксинского, Усть-Канского, Онгудайского, Кош-Агачского, филиалу ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС» необходимо выполнять разработку соответствующих технических и/или организационно-технических мероприятий.

В соответствии с письмом Министерства регионального развития Республики Алтай от 25.06.2020 № 4566 в целях повышения надежности электроснабжения потребителей электрической энергии Шебалинского, Онгудайского, Улаганского, Кош-Агачского, Усть-Канского и Усть-Коксинского районов Республики Алтай суммарной мощностью 22 МВт рекомендуется рассмотреть возможность сооружения ВЛ 110 кВ Ининская – Усть-Коксинская протяженностью порядка 107 км. Целесообразность реализации мероприятия требует уточнения в рамках процедуры утверждения инвестиционной программы Филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети».

В случае строительства ВЛ 110 кВ Ининская – Усть-Коксинская будет обеспечено двойное питание тринадцати ПС 110 кВ, тем самым повышена надежность электроснабжения потребителей 6 административных районов Республики Алтай.

V Основные направления развития электроэнергетики Республики Алтай

5.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Республики Алтай

Основной целью Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Алтай на 2021-2025 годы является: разработка предложений по развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики на территории Республики Алтай.

Основными задачами Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Алтай на 2021-2025 годы являются:

разработка предложений по скоординированному развитию объектов генерации (с учетом демонтажей) и электросетевых объектов номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме Республики Алтай на 5-летний период;

разработка предложений по развитию электрических сетей номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме Республики Алтай на 5-летний период для обеспечения надежного функционирования в долгосрочной перспективе;

обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса, в том числе с учетом размещения объектов генерации, использующих возобновляемые источники энергии.

5.2. Перечень основных перспективных потребителей на территории Республики Алтай в период до 2025 года

Согласно предоставленному перечню основных перспективных потребителей (на основе договоров на осуществление технологического присоединения) в перспективе на 2020-2025 гг. ожидается небольшой рост потребления электроэнергии в Республике Алтай.

В результате анализа утвержденных технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям филиала ПАО «МРСК Сибири» – «ГАЭС» было определено, что крупные перспективные потребители мощностью более 1 МВт отсутствуют. 

В соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям филиала ПАО «МРСК Сибири» – «ГАЭС», перспективные потребители на территории Республики Алтай разделены на следующие группы:

менее 15 кВт – электроустановки жилых домов и малых предпринимателей сельскохозяйственной сферы;

от 15 до 670 кВт – электроустановки предприятий социальной сферы, жилые дома, предприятия туристического и гостиничного бизнеса, сельскохозяйственной сферы, сферы услуг населению и малые производственные предприятия;

от 670 кВт – потенциально крупные потребители на основании утвержденных технических условий: администрация МО «Шебалинский район» с перспективной нагрузкой 1,78 МВт (электроустановки 185 жилых домов в микрорайоне «Новый» с. Черга; присоединение к ПС 110 кВ Чергинская).

Общая мощность на основании утвержденных технических условий

составляет 17,52 МВА (с учетом коэффициента реализации 0,2 для потребителей менее 670 кВт и 0,4 для потребителей свыше 670 кВт).

5.3. Перечень планируемых к строительству, выводу из эксплуатации, модернизации и перемаркировки генерирующих мощностей на электростанциях Республики Алтай мощностью более 5 МВт в период до 2025 года

В соответствии с Постановлением Правительства РФ № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики» от 17.10.2009 учитываются электрические станции, установленная мощность которых превышает 5 МВт.

Развитие генерирующих мощностей энергосистемы Республики Алтай на период до 2025 года не планируется.

Динамика изменения установленной мощности солнечных электростанций энергосистемы Республики Алтай на 2019-2025 гг. приведена в таблице 5.2.

Таблица 5.2 Динамика изменения установленной мощности солнечных электростанций энергосистемы Республики Алтай на 2019-2025 гг.
(по состоянию на конец года)

МВт

Наименование электростанции

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Установленная мощность

Кош-Агачская СЭС

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

Кош-Агачская СЭС-2

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

Усть-Канская СЭС

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

Майминская СЭС

25,0

25,0

25,0

25,0

25,0

25,0

25,0

Онгудайская СЭС

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

Ининская СЭС

25,0

25,0

25,0

25,0

25,0

25,0

25,0

Усть-Коксинская СЭС

40,0

40,0

40,0

40,0

40,0

40,0

40,0

Чемальская СЭС

0,0

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

Всего по энергосистеме Республики Алтай

110,0

120,0

120,0

120,0

120,0

120,0

120,0

Изменение установленной мощности действующих электростанций и ввод новых на территории Республики Алтай в соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2020-2026 не предусмотрен.

5.4. Прогноз потребления электрической энергии и мощности по энергосистеме Республики Алтай на 2021-2025 гг.

Прогноз потребления электроэнергии и мощности по энергосистеме Республики Алтай на период 2020-2025 гг. сформирован в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы и представлен в таблице 5.5.

Таблица 5.3 Прогноз изменения максимального потребления мощности и электропотребления по энергосистеме Республики Алтай на 2020-2025 гг.

Показатель

2019

(отчет)

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Максимальное потребление мощности

МВт

102,0

98,0

104,0

105,0

105,0

105,0

105,0

Абсолютный прирост максимального потребления мощности

МВт

-4,0

-4,0

6,0

1,0

0,0

0,0

0,0

Прирост

%

-3,8

-3,9

6,1

1,0

0,0

0,0

0,0

Электропотребление

млн кВт∙ч

540,1

510,0

541,0

544,0

545,0

549,0

548,0

Абсолютный прирост электропотребления

млн кВт∙ч

-6,7

-30,1

31,0

3,0

1,0

4,0

-1,0

Прирост

%

-1,2

-5,6

6,1

0,6

0,2

0,7

-0,2

Анализ данных, приведенных в таблице 5.2, показал, что абсолютный прогнозируемый прирост максимального потребления мощности по энергосистеме Республики Алтай за 2020-2025 гг. составит 7 МВт, прогнозируемый прирост потребления электрической энергии за аналогичный период – 39 млн кВт∙ч.

Динамика изменения максимального потребления мощности и потребления электроэнергии по энергосистеме Республики Алтай на 2019-2025 гг. представлены на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1. Динамика изменения максимального потребления мощности и потребления электроэнергии по энергосистеме Республики Алтай на 2019-2025 гг.

5.5. Анализ прогнозного баланса электрической энергии и мощности энергосистемы Республики Алтай на 2021-2025 гг.

На основании выполненного в разделе 5.4 прогноза электропотребления и прогнозируемого максимального потребления мощности в энергосистеме Республики Алтай на 2021-2025 гг., а также с учетом информации о планируемых к строительству, выводу из эксплуатации, модернизации и перемаркировке генерирующих мощностей на электростанциях Республики Алтай на 2021-2025 гг., приведенной в разделе 5.3, сформированы перспективные балансы электроэнергии и мощности на 2020-2025 гг.

Перспективные балансы электрической энергии и мощности энергосистемы Республики Алтай и Алтайского края с выделением балансов электрической энергии и мощности энергосистемы Республики Алтай и на 2020-2025 гг. на час прохождения максимума энергосистемы приведены в таблицах 5.3 и 5.4 соответственно.Таблица 5.4 Баланс электроэнергии энергосистемы Республики Алтай и Алтайского края на 2020-2025 гг.

млн кВт∙ч

Наименование

2020

2021

2022

2023

2024

2025

По энергосистеме Республики Алтай

Потребность

510

541

544

545

549

548

Выработка

128

186

186

186

186

186

Сальдо перетоков

(в энергосистему)

382

355

358

359

363

362

ЧЧИ установленной мощности

1067

1550

1550

1550

1550

1550

По энергосистеме Республики Алтай и Алтайского края

Потребность

10 195

10 815

10 886

10 901

10 947

10 914

Выработка, в том числе:

7108

7140

7669

7729

8096

8096

ТЭС

6980

6949

7390

7417

7784

7784

СЭС

128

191

279

312

312

312

Сальдо перетоков

(в энергосистему)

3087

3675

3217

3172

2851

2818

Анализ данных, приведенных в таблице 5.3, показал, что баланс электроэнергии энергосистемы Республики Алтай в период 2020-2025 гг. прогнозируется с приемом электроэнергии из соседних энергосистем. Величина сальдо перетоков электрической энергии из энергосистемы Алтайского края в период 2020-2025 гг. прогнозируется в диапазоне 355-382 млн кВт∙ч. Показатель числа часов использования установленных мощностей электростанций энергосистемы Республики Алтай планируется держать равным 1067-1550 часов.

Таблица 5.5 Баланс мощности энергосистемы Республики Алтай и Алтайского края на 2020-2025 гг. на час прохождения максимума энергосистемы

МВт

№ п/п

Наименование

2020

2021

2022

2023

2024

2025

По энергосистеме Республики Алтай

1

Установленная мощность

120

120

120

120

120

120

2

Располагаемая мощность

0

0

0

0

0

0

3

Максимум потребления

98

104

105

105

105

105

4

Ограничение установленной мощности

120

120

120

120

120

120

5

Сальдо перетоков электрической мощности (выдача (+), прием (-))

-98

-104

-105

-105

-105

-105

По энергосистеме Республики Алтай и Алтайского края

6

Установленная мощность, в том числе:

1692,509

1742,509

1762,509

1762,509

1762,509

1762,509

ТЭС

1572,509

1572,509

1572,509

1572,509

1572,509

1572,509

СЭС

120

170

190

190

190

190

7

Ограничения установленной мощности, в том числе:

120,609

170,609

190,609

190,609

190,609

190,609

ТЭС

0,609

0,609

0,609

0,609

0,609

0,609

СЭС

120

170

190

190

190

190

8

Располагаемая мощность, в том числе

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

ТЭС

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

СЭС

0

0

0

0

0

0

9

Максимум потребления

1894

1913

1924

1926

1928

1929

10

Сальдо перетоков электрической мощности (выдача (+), прием (-))

-322,1

-341,1

-352,1

-354,1

-356,1

-357,1

Анализ данных, приведенных в таблице 5.4, показал, что потребление электрической мощности энергосистемы Республики Алтай прогнозируется с приемом мощности из соседних энергосистем в объеме 98-105 МВт.

5.6. Расчет электроэнергетических режимов электрической сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай на 2021-2025 гг.

В настоящем разделе проведены расчеты электроэнергетических режимов энергосистемы Республики Алтай при нормативных возмущениях в электрической сети 110 кВ для нормальной и основных ремонтных схем на 2019 год и период 2021-2025 гг.

Расчеты электроэнергетических режимов выполнены на верифицированных расчетных моделях. Регулирование реактивной мощности электростанциями учитывалось по P-Q диаграммам соответствующих генераторов и инверторов СЭС.

Расчеты режимов выполнены с целью:

оценки уровней напряжения и выбора средств регулирования напряжения в сети;

выявления «узких мест», связанных с недостатком пропускной способности электрических сетей 110 кВ для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах с указанием ограничивающих элементов, отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения (в том числе недостаточными возможностями по регулированию уровней напряжения) и формирования необходимых объемов реконструкции и нового электросетевого строительства для их ликвидации.

Расчетная модель содержит развернутую сеть 110 кВ энергосистемы Республики Алтай, а также межсистемные связи 110 кВ энергосистемы Республики Алтай с энергосистемой Алтайского края.

Электрические нагрузки по подстанциям определены в соответствии с прогнозом потребления мощности энергосистемы Республики Алтай.

Расчеты режимов потокораспределения выполнены на 2019 год, а также на период 2021-2025 гг. для каждого года расчетного периода. Расчет режимов выполнен для:

зимних максимальных и минимальных нагрузок рабочего дня;

летних максимальных нагрузок рабочего дня;

летних минимальных нагрузок выходного дня.

При расчете электроэнергетических режимов для соответствующего периода использовались длительно допустимые токи для неизолированных сталеалюминевых проводов при температуре воздуха +25°С с учетом поправочных коэффициентов на температуру воздуха:

для зимнего периода при температуре наружного воздуха территориальной энергосистемы, в которой размещается ЛЭП, электросетевое или генерирующее оборудование. Для энергосистемы Республики Алтай – ТОЗМ = -5°С и ниже;

для летнего периода при среднемесячной температуре наружного воздуха территориальной энергосистемы, в которой размещается ЛЭП, электросетевое или генерирующее оборудование, средневзвешенной по потреблению электрической мощности энергорайонов, приведены среднемесячные температуры воздуха наиболее теплого летнего месяца. Для энергосистемы Республики Алтай – ТСТНТМ = +20°С;

для летнего режима максимальных нагрузок (период экстремально высоких температур) при температуре наружного воздуха территориальной энергосистемы, в которой размещается ЛЭП, электросетевое или генерирующее оборудование, средневзвешенной по потреблению электрической мощности энергорайонов, приведены температуры воздуха для теплого периода года. Для энергосистемы Республики Алтай - ТПЭВТ = +30°С.

Ввод новых электросетевых объектов 220 кВ и выше в соответствии с актуальной редакцией проекта СиПР ЕЭС России на 2020-2026 годы, на территории Республики Алтай в перспективе до 2025 года не предусматривается.

Летний период

2019 год

Загрузка Бийской ТЭЦ-1 в летний период составляет 241,2 МВт.

Загрузка СЭС на территории Республики Алтай в расчетных моделях летних максимальных нагрузок отчетного 2019 года составляет:

Кош-Агачская СЭС – 4,32 МВт;

Кош-Агачская СЭС-2 – 4,32 МВт;

Усть-Канская СЭС – 4,76 МВт;

Онгудайская СЭС – 4,50 МВт;

Майминская СЭС – 21,00 МВт;

Ининская СЭС - 9,075 МВт.

В связи с тем, что часы минимальных нагрузок приходятся на ночное время солнечные электростанции в расчетах не учитываются.

Поскольку ввод в работу второй очереди Ининской СЭС, Усть-Коксинской СЭС и Чемальской СЭС были произведены в IV квартале 2019 года, участие данных СЭС в режимах 2019 года не учитывается.

В режиме летних максимальных нагрузок 2019 года состояние существующих устройств СКРМ следующее:

ПС 110 кВ Майминская– БСК 2х4,95 Мвар отключены;

ПС 110 кВ Кош-Агачская– ШР 1х3,3 Мвар включен;

ПС 110 кВ Акташская – ШР 2х3,3 Мвар включены;

Ининская СЭС – ШР 1х3,3 Мвар отключен.

В режиме летних минимальных нагрузок 2019 года состояние существующих устройств СКРМ следующее:

ПС 110 кВ Майминская– БСК 2х4,95 Мвар включены;

ПС 110 кВ Кош-Агачская– ШР 1х3,3 Мвар включен;

ПС 110 кВ Акташская – ШР 2х3,3 Мвар включены;

Ининская СЭС – ШР 1х3,3 Мвар отключен.

На участке 110 кВ Ининская – Акташская – Кош-Агачская в работе одна цепь ЛЭП.

Результаты расчетов потокораспределения мощности и уровней напряжения нормальных режимов для летних максимальных и минимальных нагрузок 2019 года приведены на рисунках П.1.7 и П.1.9 Приложения №1 соответственно.

В режиме летних максимальных и минимальных нагрузок в отчетном 2019 году в нормальной схеме напряжение в электрической сети 110 кВ обеспечивается не ниже минимально допустимого 88,5 кВ и не превышает наибольшее рабочее 126 кВ соответственно.

Единичные аварийные отключения линий связи 110 кВ энергосистемы Республики Алтай с энергосистемой Алтайского края в режиме летних максимальных и минимальных нагрузок 2019 года не приводят к выходу значений параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (Приложение №1, таблицы П.1.1-П.1.4).

Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166) также не приводит к снижению напряжения на шинах 110 кВ подстанций Республики Алтай ниже минимально допустимого значения как в максимальном, так и в минимальном режимах (Приложение №1, рисунки П.1.8 и П.1.10 соответственно). Наименьшее напряжение в сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай выявлено на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Горно-Алтайская (105,9 кВ и 107,5 кВ в режиме максимальных и минимальных нагрузок соответственно).

По данным расчетов потокораспределения мощности и уровней напряжения нормальных режимов для летних максимальных нагрузок 2019 года в период экстремально высоких температур, приведенных на рисунке П.1.11 Приложения №1, напряжение в электрической сети 110 кВ обеспечивается не ниже минимально допустимого 88,5 кВ и не превышает наибольшее рабочее 126 кВ соответственно, а единичные аварийные отключения линий связи 110 кВ энергосистемы Республики Алтай с энергосистемой Алтайского края не приводят к выходу значений параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (Приложение №1, таблицы П.1.5-П.1.6).

Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166) не приводит к снижению напряжения на шинах 110 кВ подстанций Республики Алтай ниже минимально допустимого значения (Приложение №1, рисунок П.1.12). Наименьшее напряжение в сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай выявлено на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Горно-Алтайская (105,9 кВ).

Токовые перегрузки электросетевых элементов в электрической сети 110 кВ на территории Республики Алтай в летних режимах 2019 года не выявлены.

2020 год

Загрузка СЭС на территории Республики Алтай в расчетной модели летних максимальных нагрузок 2020 года составляет:

Кош-Агачская СЭС – 4,32 МВт;

Кош-Агачская СЭС-2 – 4,32 МВт;

Усть-Канская СЭС – 4,76 МВт;

Онгудайская СЭС – 4,50 МВт;

Майминская СЭС – 21,00 МВт;

Ининская СЭС – 22,575 МВт;

Усть-Коксинская СЭС – 36,00 МВт;

Чемальская СЭС – 9,00 МВт.

В связи с тем, что часы минимальных нагрузок приходятся на ночное время солнечные электростанции в расчетах не учитываются.

В режиме летних максимальных нагрузок 2020 года состояние существующих устройств СКРМ следующее:

ПС 110 кВ Майминская– БСК 2х4,95 Мвар отключены;

ПС 110 кВ Кош-Агачская– ШР 1х3,3 Мвар включен;

Усть-Коксинская СЭС – ШР 2х3,3 Мвар включены, ШР 1х3,3 Мвар отключен;

Ининская СЭС – ШР 1х3,3 Мвар отключен;

ПС 110 кВ Акташская – ШР 2х3,3 Мвар включены.

В режиме летних минимальных нагрузок 2020 года состояние существующих устройств СКРМ следующее:

ПС 110 кВ Майминская– БСК 2х4,95 Мвар включены;

ПС 110 кВ Кош-Агачская– ШР 1х3,3 Мвар включен;

Усть-Коксинская СЭС – ШР 2х3,3 Мвар включены, ШР 1х3,3 Мвар отключен;

Ининская СЭС – ШР 1х3,3 Мвар отключен;

ПС 110 кВ Акташская – ШР 2х3,3 Мвар включены.

На участке 110 кВ Ининская – Акташская – Кош-Агачская в работе одна цепь ЛЭП.

Результаты расчетов потокораспределения мощности и уровней напряжения нормальных режимов для летних максимальных и минимальных нагрузок 2020 года приведены на рисунках П.2.7 и П.2.9 Приложения №2 соответственно.

В режиме летних максимальных и минимальных нагрузок 2020 года в нормальной схеме напряжение в электрической сети 110 кВ обеспечивается не ниже минимально допустимого 88,5 кВ и не превышает наибольшее рабочее 126 кВ соответственно.

Единичные аварийные отключения линий связи 110 кВ энергосистемы Республики Алтай с энергосистемой Алтайского края в режиме летних максимальных и минимальных нагрузок 2020 года не приводят к выходу значений параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (Приложение №2, таблицы П.2.1-П.2.4).

Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166) также не приводит к снижению напряжения на шинах 110 кВ подстанций Республики Алтай ниже минимально допустимого значения как в максимальном, так и в минимальном режимах (Приложение №2, рисунки П.2.8 и П.2.10 соответственно). Наименьшее напряжение в сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай выявлено на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Горно-Алтайская (108,4 кВ и 106,4 кВ в режиме максимальных и минимальных нагрузок соответственно).

По данным расчетов потокораспределения мощности и уровней напряжения нормальных режимов для летних максимальных нагрузок 2020 года в период экстремально высоких температур, приведенных на рисунке П.2.11 Приложения №2, напряжение в электрической сети 110 кВ обеспечивается не ниже минимально допустимого 88,5 кВ и не превышает наибольшее рабочее 126 кВ соответственно, а единичные аварийные отключения линий связи 110 кВ энергосистемы Республики Алтай с энергосистемой Алтайского края не приводят к выходу значений параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (Приложение №2, таблицы П.2.5-П.2.6).

Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166) не приводит к снижению напряжения на шинах 110 кВ подстанций Республики Алтай ниже минимально допустимого значения (Приложение №2, рисунок П.2.12). Наименьшее напряжение в сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай выявлено на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Горно-Алтайская (108,4 кВ).

Токовые перегрузки электросетевых элементов в электрической сети 110 кВ на территории Республики Алтай в летних режимах 2020 года не выявлены.

2021 год

Загрузка СЭС на территории Республики Алтай в расчетной модели летних максимальных нагрузок 2021 года составляет:

Кош-Агачская СЭС – 4,32 МВт;

Кош-Агачская СЭС-2 – 4,32 МВт;

Усть-Канская СЭС – 4,76 МВт;

Онгудайская СЭС – 4,50 МВт;

Майминская СЭС – 21,00 МВт;

Ининская СЭС – 22,575 МВт;

Усть-Коксинская СЭС – 36,00 МВт;

Чемальская СЭС – 9,00 МВт.

В связи с тем, что часы минимальных нагрузок приходятся на ночное время солнечные электростанции в расчетах не учитываются.

В режиме летних максимальных нагрузок 2021 года состояние существующих устройств СКРМ следующее:

ПС 110 кВ Майминская– БСК 2х4,95 Мвар отключены;

ПС 110 кВ Кош-Агачская– ШР 1х3,3 Мвар включен;

Усть-Коксинская СЭС – ШР 2х3,3 Мвар включены, ШР 1х3,3 Мвар отключен;

Ининская СЭС – ШР 1х3,3 Мвар отключен;

ПС 110 кВ Акташская – ШР 2х3,3 Мвар включены.

В режиме летних минимальных нагрузок 2021 года состояние существующих устройств СКРМ следующее:

ПС 110 кВ Майминская– БСК 2х4,95 Мвар включены;

ПС 110 кВ Кош-Агачская– ШР 1х3,3 Мвар включен;

Усть-Коксинская СЭС – ШР 2х3,3 Мвар включены, ШР 1х3,3 Мвар отключен;

Ининская СЭС – ШР 1х3,3 Мвар отключен;

ПС 110 кВ Акташская – ШР 2х3,3 Мвар включены.

На участке 110 кВ Ининская – Акташская – Кош-Агачская в работе одна цепь ЛЭП.

Результаты расчетов потокораспределения мощности и уровней напряжения нормальных режимов для летних максимальных и минимальных нагрузок 2021 года приведены на рисунках П.3.7 и П.3.9 Приложения №3 соответственно.

В режиме летних максимальных и минимальных нагрузок 2021 года в нормальной схеме напряжение в электрической сети 110 кВ обеспечивается не ниже минимально допустимого 88,5 кВ и не превышает наибольшее рабочее 126 кВ соответственно.

Единичные аварийные отключения линий связи 110 кВ энергосистемы Республики Алтай с энергосистемой Алтайского края в режиме летних максимальных и минимальных нагрузок 2021 года не приводят к выходу значений параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (Приложение №3, таблицы П.3.1-П.3.4).

Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166) также не приводит к снижению напряжения на шинах 110 кВ подстанций Республики Алтай ниже минимально допустимого значения как в максимальном, так и в минимальном режимах (Приложение №3, рисунки П.3.8 и П.3.10 соответственно). Наименьшее напряжение в сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай выявлено на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Горно-Алтайская (107,4 кВ и 105,6 кВ в режиме максимальных и минимальных нагрузок соответственно).

По данным расчетов потокораспределения мощности и уровней напряжения нормальных режимов для летних максимальных нагрузок 2021 года в период экстремально высоких температур, приведенных на рисунке П.3.11 Приложения №3, напряжение в электрической сети 110 кВ обеспечивается не ниже минимально допустимого 88,5 кВ и не превышает наибольшее рабочее 126 кВ соответственно, а единичные аварийные отключения линий связи 110 кВ энергосистемы Республики Алтай с энергосистемой Алтайского края не приводят к выходу значений параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (Приложение №3, таблицы П.3.5-П.3.6).

Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166) не приводит к снижению напряжения на шинах 110 кВ подстанций Республики Алтай ниже минимально допустимого значения (Приложение №3, рисунок П.3.12). Наименьшее напряжение в сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай выявлено на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Горно-Алтайская (107,4 кВ).

Токовые перегрузки электросетевых элементов в электрической сети 110 кВ на территории Республики Алтай в летних режимах 2021 года не выявлены.

2022 год

Загрузка СЭС на территории Республики Алтай в расчетной модели летних максимальных нагрузок 2022 года составляет:

Кош-Агачская СЭС – 4,32 МВт;

Кош-Агачская СЭС-2 – 4,32 МВт;

Усть-Канская СЭС – 4,76 МВт;

Онгудайская СЭС – 4,50 МВт;

Майминская СЭС – 21,00 МВт;

Ининская СЭС – 22,575 МВт;

Усть-Коксинская СЭС – 36,00 МВт;

Чемальская СЭС – 9,00 МВт.

В связи с тем, что часы минимальных нагрузок приходятся на ночное время солнечные электростанции в расчетах не учитываются.

В режиме летних максимальных нагрузок 2022 года состояние существующих устройств СКРМ следующее:

ПС 110 кВ Майминская– БСК 2х4,95 Мвар отключены;

ПС 110 кВ Кош-Агачская СЭС – ШР 1х3,3 Мвар включен;

Усть-Коксинская СЭС – ШР 2х3,3 Мвар включены, ШР 1х3,3 Мвар отключен;

Ининская СЭС – ШР 1х3,3 Мвар отключен;

ПС 110 кВ Акташская – ШР 2х3,3 Мвар включены.

В режиме летних минимальных нагрузок 2022 года состояние существующих устройств СКРМ следующее:

ПС 110 кВ Майминская– БСК 2х4,95 Мвар включены;

ПС 110 кВ Кош-Агачская– ШР 1х3,3 Мвар включен;

Усть-Коксинская СЭС – ШР 2х3,3 Мвар включены, ШР 1х3,3 Мвар отключен;

Ининская СЭС – ШР 1х3,3 Мвар отключен;

ПС 110 кВ Акташская – ШР 2х3,3 Мвар включены.

На участке 110 кВ Ининская – Акташская – Кош-Агачская в работе одна цепь ЛЭП.

Результаты расчетов потокораспределения мощности и уровней напряжения нормальных режимов для летних максимальных и минимальных нагрузок 2022 года приведены на рисунках П.4.7 и П.4.9 Приложения №4 соответственно.

В режиме летних максимальных и минимальных нагрузок 2022 года в нормальной схеме напряжение в электрической сети 110 кВ обеспечивается не ниже минимально допустимого 88,5 кВ и не превышает наибольшее рабочее 126 кВ соответственно.

Единичные аварийные отключения линий связи 110 кВ энергосистемы Республики Алтай с энергосистемой Алтайского края в режиме летних максимальных и минимальных нагрузок 2022 года не приводят к выходу значений параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (Приложение №4, таблицы П.4.1-П.4.4).

Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166) также не приводит к снижению напряжения на шинах 110 кВ подстанций Республики Алтай ниже минимально допустимого значения как в максимальном, так и в минимальном режимах (Приложение №4, рисунки П.4.8 и П.4.10 соответственно). Наименьшее напряжение в сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай выявлено на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Горно-Алтайская (107,2 кВ и 105,5 кВ в режиме максимальных и минимальных нагрузок соответственно).

По данным расчетов потокораспределения мощности и уровней напряжения нормальных режимов для летних максимальных нагрузок 2022 года в период экстремально высоких температур, приведенных на рисунке П.4.11 Приложения №4, напряжение в электрической сети 110 кВ обеспечивается не ниже минимально допустимого 88,5 кВ и не превышает наибольшее рабочее 126 кВ соответственно, а единичные аварийные отключения линий связи 110 кВ энергосистемы Республики Алтай с энергосистемой Алтайского края не приводят к выходу значений параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (Приложение №4, таблицы П.4.5-П.4.6).

Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166) не приводит к снижению напряжения на шинах 110 кВ подстанций Республики Алтай ниже минимально допустимого значения (Приложение №4, рисунок П.4.12). Наименьшее напряжение в сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай выявлено на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Горно-Алтайская (107,2 кВ).

Токовые перегрузки электросетевых элементов в электрической сети 110 кВ на территории Республики Алтай в летних режимах 2022 года не выявлены.

Результаты расчётов на 2023, 2024 и 2025 годы условно одинаковы.

2023-2025 гг.

Загрузка СЭС на территории Республики Алтай в расчетных моделях летних максимальных нагрузок 2023-2025 гг. составляет:

Кош-Агачская СЭС – 4,32 МВт;

Кош-Агачская СЭС-2 – 4,32 МВт;

Усть-Канская СЭС – 4,76 МВт;

Онгудайская СЭС – 4,50 МВт;

Майминская СЭС – 21,00 МВт;

Ининская СЭС – 22,575 МВт;

Усть-Коксинская СЭС – 36,00 МВт;

Чемальская СЭС – 9,00 МВт.

В связи с тем, что часы минимальных нагрузок приходятся на ночное время солнечные электростанции в расчетах не учитываются.

В режиме летних максимальных и минимальных нагрузок в период 2023-2025 гг. состояние существующих устройств СКРМ следующее:

ПС 110 кВ Майминская– БСК 2х9,9 Мвар отключены;

ПС 110 кВ Кош-Агачская– ШР 1х3,3 Мвар включен;

Ининская СЭС – ШР 1х3,3 Мвар отключен;

ПС 110 кВ Акташская – ШР-1 1х3,3 Мвар включен, ШР-2 1х3,3 Мвар отключен;

Усть-Коксинская СЭС – ШР 2х3,3 Мвар включены, ШР 1х3,3 Мвар отключен.

На участке 110 кВ Ининская – Акташская – Кош-Агачская в работе одна цепь ЛЭП.

Результаты расчетов потокораспределения мощности и уровней напряжения нормальных режимов для летних максимальных и минимальных нагрузок 2023-2025 гг. приведены на рисунках П.5.7 и П.5.9 Приложения №5 соответственно.

Единичные аварийные отключения линий связи 110 кВ энергосистемы Республики Алтай с энергосистемой Алтайского края в режиме летних максимальных и минимальных нагрузок 2023-2025 гг. не приводят к выходу значений параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (Приложение №5, таблицы П.5.1-П.5.4).

С учетом ввода в работу в 2023 году ПС 110 кВ Сибирская Монета с ВЛ 110 кВ Алтайская Долина – Сибирская Монета и ВЛ 110 кВ Манжерок – Сибирская Монета при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166) в режиме летних максимальных и минимальных нагрузок 2023-2025 гг. напряжение на шинах 110 кВ подстанций Республики Алтай не снижается ниже минимально допустимого значения (Приложение №5, рисунки П.5.8 и П.5.10 для максимального и минимального режимов соответственно). Наименьшее напряжение в сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай выявлено на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Горно-Алтайская (112,3 кВ и 113,7 кВ в режиме максимальных и минимальных нагрузок соответственно).

По данным расчетов потокораспределения мощности и уровней напряжения нормальных режимов для летних максимальных нагрузок 2023-2025 гг. в период экстремально высоких температур, приведенных на рисунке П.5.11 Приложения №5, напряжение в электрической сети 110 кВ обеспечивается не ниже минимально допустимого 88,5 кВ и не превышает наибольшее рабочее 126 кВ соответственно, а единичные аварийные отключения линий связи 110 кВ энергосистемы Республики Алтай с энергосистемой Алтайского края не приводят к выходу значений параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (Приложение №5, таблицы П.5.5-П.5.6).

Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166) не приводит к снижению напряжения на шинах 110 кВ подстанций Республики Алтай ниже минимально допустимого значения (Приложение №5, рисунок П.5.12). Наименьшее напряжение в сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай выявлено на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Горно-Алтайская (112,3 кВ).

Токовые перегрузки электросетевых элементов в электрической сети 110 кВ Республики Алтай в летних режимах 2023-2025 гг. не выявлены.

Зимний период

2019 год

Загрузка Бийской ТЭЦ-1 в зимний период составляет 380 МВт.

В связи с тем, что часы максимальных и минимальных нагрузок зимнего периода приходятся на темное время суток солнечные электростанции в расчетах не учитываются.

Состояние существующих устройств СКРМ следующее:

ПС 110 кВ Майминская – БСК 2х4,95 Мвар включены;

ПС 110 кВ Кош-Агачская – ШР 1х3,3 Мвар отключен;

ПС 110 кВ Акташская – ШР 2х3,3 Мвар отключены;

Усть-Коксинская СЭС – ШР 3х3,3 Мвар отключены;

Ининская СЭС – ШР 1х3,3 Мвар отключен.

На участке 110 кВ Ининская – Акташская – Кош-Агачская в работе одна цепь ЛЭП.

В режиме зимних максимальных нагрузок в отчетном 2019 году в нормальной схеме напряжение в электрической сети 110 кВ обеспечивается не ниже минимально допустимого 88,5 кВ и не превышает наибольшее рабочее 126 кВ соответственно (Приложение №6, рисунок П.6.5).

Единичные аварийные отключения линий связи 110 кВ энергосистемы Республики Алтай с энергосистемой Алтайского края в режиме зимних максимальных нагрузок 2019 года не приводят к выходу значений параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (Приложение №6, таблицы П.6.1-П.6.2).

Наиболее тяжелой схемно-режимной ситуацией является аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166), приводящее к недопустимому снижению напряжения в электрической сети и действию автоматики ограничения снижения напряжения с действием на отключение потребителей (Приложение №6, рисунок П.6.6).

Ликвидация недопустимого снижения напряжения в электрической сети существующими устройствами АОСН осуществляется следующим образом:

с выдержкой времени 8 с АОСН ПС 110 кВ Горно-Алтайская действует на отключение В-10 Т-1 (ОН 8,5 МВт);

с выдержкой времени 9 с АОСН ПС 110 кВ Горно-Алтайская действует на отключение В-10 Т-2 (ОН 3,5 МВт), АОСН ПС 110 кВ Кош-Агачская действует на отключение фидеров 10 кВ Iсш яч. №1, 4, 5, 9, 11 и фидеров 10 кВ IIсш яч. №14, 15, 16, 20, 21, 22 (ОН 3,7 МВт), АОСН ПС 110 кВ Усть-Коксинская действует на отключение В-10 Т-1 и В-10 Т2 (ОН 3,2 МВт), АОСН ПС 110 кВ Эликманарская действует на отключение фидеров 10 кВ яч. №1, 2, 3, 6, 7 (ОН 3 МВт). При этом напряжение на шинах 110 кВ большинства подстанций ниже аварийно допустимого уровня 84,7 кВ;

с выдержкой времени 10 с АОСН ПС 110 кВ Майминская действует на отключение фидеров 10 кВ Iсш яч. №6, 7, 4, 10, 15 (ОН 5,2 МВт), АОСН ПС 110 кВ Сигнал действует на отключение фидеров 10 кВ Iсш яч. №25, 27 и IIсш яч. №26, 28 (ОН 5,1 МВт), АОСН ПС 110 кВ Эликманарская действует на отключение фидеров 10 кВ яч. №12, 14, 17 (ОН 1,6 МВт). При этом напряжение на шинах 110 кВ подстанций на участке от ПС 110 кВ Майминская до ПС 110 кВ Заречная и ПС 110 кВ Горно-Алтайская ниже аварийно допустимого уровня 84,7 кВ;

с выдержкой времени 11 с АОСН ПС 110 кВ Майминская действует на отключение фидеров 10 кВ IIсш яч. №21, 22, 23, 24, 25 (ОН 2,6 МВт), АОСН ПС 110 кВ Сигнал действует на отключение фидеров 10 кВ Iсш яч. №5 и IIсш яч. №6, 14, 24 (ОН 3,5 МВт).

Таким образом, действие существующих АОСН на отключение потребителей в объеме порядка 39,9 МВт позволяет ликвидировать недопустимое снижение напряжения в электрической сети 110 кВ Республики Алтай.

Наименьшее напряжение в сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай после действия устройств АОСН на отключение нагрузки потребителей выявлено на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Горно-Алтайская (90,3 кВ, рисунок П.6.7 Приложения №6).

В режиме зимних минимальных нагрузок в отчетном 2019 году в нормальной схеме напряжение в электрической сети 110 кВ обеспечивается не ниже минимально допустимого 88,5 кВ и не превышает наибольшее рабочее 126 кВ соответственно (Приложения №6, рисунок П.6.8).

Единичные аварийные отключения линий связи 110 кВ энергосистемы Республики Алтай с энергосистемой Алтайского края в режиме зимних минимальных нагрузок 2019 года не приводят к выходу значений параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (Приложение №6, таблицы П.6.3-П.6.4).

Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166) не приводит к снижению напряжения на шинах 110 кВ подстанций Республики Алтай ниже минимально допустимого значения. Наименьшее напряжение в сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай выявлено на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Горно-Алтайская (89,9 кВ, рисунок П.6.9 Приложения №6).

Токовые перегрузки электросетевых элементов в электрической сети 110 кВ на территории Республики Алтай в зимних режимах 2019 года выявлены при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166), которые устраняются при действии АОСН.

2020 год

Состояние существующих устройств СКРМ следующее:

ПС 110 кВ Майминская – БСК 2х4,95 Мвар включены;

ПС 110 кВ Кош-Агачская – ШР 1х3,3 Мвар отключен;

ПС 110 кВ Акташская – ШР 2х3,3 Мвар отключены;

Усть-Коксинская СЭС – ШР 3х3,3 Мвар отключены;

Ининская СЭС – ШР 1х3,3 Мвар отключен.

На участке 110 кВ Ининская – Акташская – Кош-Агачская в работе одна цепь ЛЭП.

В режиме зимних максимальных нагрузок 2020 года в нормальной схеме напряжение в электрической сети 110 кВ обеспечивается не ниже минимально допустимого 88,5 кВ и не превышает наибольшее рабочее 126 кВ соответственно (Приложение №7, рисунок П.7.5).

Единичные аварийные отключения линий связи 110 кВ энергосистемы Республики Алтай с энергосистемой Алтайского края в режиме зимних максимальных нагрузок 2020 года не приводят к выходу значений параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (Приложение №7, таблицы П.7.1-П.7.2).

Наиболее тяжелой схемно-режимной ситуацией является аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166), приводящее к недопустимому снижению напряжения в электрической сети и действию автоматики ограничения снижения напряжения с действием на отключение потребителей (Приложение №7, рисунок П.7.6).

Ликвидация недопустимого снижения напряжения в электрической сети существующими устройствами АОСН осуществляется следующим образом:

с выдержкой времени 8 с АОСН ПС 110 кВ Горно-Алтайская действует на отключение В-10 Т-1 (ОН 8,5 МВт);

с выдержкой времени 9 с АОСН ПС 110 кВ Горно-Алтайская действует на отключение В-10 Т-2 (ОН 3,5 МВт), АОСН ПС 110 кВ Кош-Агачская действует на отключение фидеров 10 кВ Iсш яч. №1, 4, 5, 9, 11 и фидеров 10 кВ IIсш яч. №14, 15, 16, 20, 21, 22 (ОН 3,7 МВт), АОСН ПС 110 кВ Усть-Коксинская действует на отключение В-10 Т-1 и В-10 Т2 (ОН 3,2 МВт), АОСН ПС 110 кВ Эликманарская действует на отключение фидеров 10 кВ яч. №1, 2, 3, 6, 7 (ОН 3 МВт). При этом напряжение на шинах 110 кВ большинства подстанций ниже аварийно допустимого уровня 84,7 кВ;

с выдержкой времени 10 с АОСН ПС 110 кВ Майминская действует на отключение фидеров 10 кВ Iсш яч. №6, 7, 4, 10, 15 (ОН 5,2 МВт), АОСН ПС 110 кВ Сигнал действует на отключение фидеров 10 кВ Iсш яч. №25, 27 и IIсш яч. №26, 28 (ОН 5,1 МВт), АОСН ПС 110 кВ Эликманарская действует на отключение фидеров 10 кВ яч. №12, 14, 17 (ОН 1,6 МВт). При этом напряжение на шинах 110 кВ подстанций на участке от ПС 110 кВ Майминская до ПС 110 кВ Заречная и ПС 110 кВ Горно-Алтайская ниже аварийно допустимого уровня 84,7 кВ;

с выдержкой времени 11 с АОСН ПС 110 кВ Майминская действует на отключение фидеров 10 кВ IIсш яч. №21, 22, 23, 24, 25 (ОН 2,6 МВт), АОСН ПС 110 кВ Сигнал действует на отключение фидеров 10 кВ Iсш яч. №5 и IIсш яч. №6, 14, 24 (ОН 3,5 МВт).

Таким образом, действие существующих АОСН на отключение потребителей в объеме порядка 39,9 МВт позволяет ликвидировать недопустимое снижение напряжения в электрической сети 110 кВ Республики Алтай.

Наименьшее напряжение в сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай после действия устройств АОСН на отключение нагрузки потребителей выявлено на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Горно-Алтайская (93,4 кВ, рисунок П.7.7 Приложения №7).

В режиме зимних минимальных нагрузок 2020 года в нормальной схеме напряжение в электрической сети 110 кВ обеспечивается не ниже минимально допустимого 88,5 кВ и не превышает наибольшее рабочее 126 кВ соответственно (Приложения №7, рисунок П.7.8).

Единичные аварийные отключения линий связи 110 кВ энергосистемы Республики Алтай с энергосистемой Алтайского края в режиме зимних минимальных нагрузок 2020 года не приводят к выходу значений параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (Приложение №7, таблицы П.7.3-П.7.4).

Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166) не приводит к снижению напряжения на шинах 110 кВ подстанций Республики Алтай ниже минимально допустимого значения. Наименьшее напряжение в сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай выявлено на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Горно-Алтайская (91,5 кВ, рисунок П.7.9 Приложения №7).

Токовые перегрузки электросетевых элементов в электрической сети 110 кВ на территории Республики Алтай в зимних режимах 2020 года выявлены при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166), которые устраняются при действии АОСН.

2021 год

Состояние существующих устройств СКРМ следующее:

ПС 110 кВ Майминская – БСК 2х4,95 Мвар включены;

ПС 110 кВ Кош-Агачская – ШР 1х3,3 Мвар отключен;

ПС 110 кВ Акташская – ШР 2х3,3 Мвар отключены;

Усть-Коксинская СЭС – ШР 3х3,3 Мвар отключены;

Ининская СЭС – ШР 1х3,3 Мвар отключен.

На участке 110 кВ Ининская – Акташская – Кош-Агачская в работе одна цепь ЛЭП.

В режиме зимних максимальных нагрузок 2021 года в нормальной схеме напряжение в электрической сети 110 кВ обеспечивается не ниже минимально допустимого 88,5 кВ и не превышает наибольшее рабочее 126 кВ соответственно (Приложение №8, рисунок П.8.5).

Единичные аварийные отключения линий связи 110 кВ энергосистемы Республики Алтай с энергосистемой Алтайского края в режиме зимних максимальных нагрузок 2021 года не приводят к выходу значений параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (Приложение №8, таблицы П.8.1-П.8.2).

Наиболее тяжелой схемно-режимной ситуацией является аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166), приводящее к недопустимому снижению напряжения в электрической сети и действию автоматики ограничения снижения напряжения с действием на отключение потребителей (Приложение №8, рисунок П.8.6).

Ликвидация недопустимого снижения напряжения в электрической сети существующими устройствами АОСН осуществляется следующим образом:

с выдержкой времени 8 с АОСН ПС 110 кВ Горно-Алтайская действует на отключение В-10 Т-1 (ОН 8,5 МВт);

с выдержкой времени 9 с АОСН ПС 110 кВ Горно-Алтайская действует на отключение В-10 Т-2 (ОН 3,5 МВт), АОСН ПС 110 кВ Кош-Агачская действует на отключение фидеров 10 кВ Iсш яч. №1, 4, 5, 9, 11 и фидеров 10 кВ IIсш яч. №14, 15, 16, 20, 21, 22 (ОН 3,7 МВт), АОСН ПС 110 кВ Усть-Коксинская действует на отключение В-10 Т-1 и В-10 Т2 (ОН 3,2 МВт), АОСН ПС 110 кВ Эликманарская действует на отключение фидеров 10 кВ яч. №1, 2, 3, 6, 7 (ОН 3 МВт). При этом напряжение на шинах 110 кВ большинства подстанций ниже аварийно допустимого уровня 84,7 кВ;

с выдержкой времени 10 с АОСН ПС 110 кВ Майминская действует на отключение фидеров 10 кВ Iсш яч. №6, 7, 4, 10, 15 (ОН 5,2 МВт), АОСН ПС 110 кВ Сигнал действует на отключение фидеров 10 кВ Iсш яч. №25, 27 и IIсш яч. №26, 28 (ОН 5,1 МВт), АОСН ПС 110 кВ Эликманарская действует на отключение фидеров 10 кВ яч. №12, 14, 17 (ОН 1,6 МВт). При этом напряжение на шинах 110 кВ подстанций на участке от ПС 110 кВ Майминская до ПС 110 кВ Заречная и ПС 110 кВ Горно-Алтайская ниже аварийно допустимого уровня 84,7 кВ;

с выдержкой времени 11 с АОСН ПС 110 кВ Майминская действует на отключение фидеров 10 кВ IIсш яч. №21, 22, 23, 24, 25 (ОН 2,6 МВт), АОСН ПС 110 кВ Сигнал действует на отключение фидеров 10 кВ Iсш яч. №5 и IIсш яч. №6, 14, 24 (ОН 3,5 МВт).

Таким образом, действие существующих АОСН на отключение потребителей в объеме порядка 39,9 МВт позволяет ликвидировать недопустимое снижение напряжения в электрической сети 110 кВ Республики Алтай.

Наименьшее напряжение в сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай после действия устройств АОСН на отключение нагрузки потребителей выявлено на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Горно-Алтайская (88,9 кВ, рисунок П.8.7 Приложения №8).

В режиме зимних минимальных нагрузок 2021 года в нормальной схеме напряжение в электрической сети 110 кВ обеспечивается не ниже минимально допустимого 88,5 кВ и не превышает наибольшее рабочее 126 кВ соответственно (Приложение №8, рисунок П.8.8).

Единичные аварийные отключения линий связи 110 кВ энергосистемы Республики Алтай с энергосистемой Алтайского края в режиме зимних минимальных нагрузок 2021 года не приводят к выходу значений параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (Приложение №8, таблицы П.8.3-П.8.4).

Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166) не приводит к снижению напряжения на шинах 110 кВ подстанций Республики Алтай ниже минимально допустимого значения. Наименьшее напряжение в сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай выявлено на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Горно-Алтайская (88,9 кВ, рисунок П.8.9 Приложения №8).

Токовые перегрузки электросетевых элементов в электрической сети 110 кВ на территории Республики Алтай в зимних режимах 2021 года выявлены при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166), которые устраняются при действии АОСН.

2022 год

Состояние существующих устройств СКРМ следующее:

ПС 110 кВ Майминская – БСК 2х4,95 Мвар включены;

ПС 110 кВ Кош-Агачская – ШР 1х3,3 Мвар отключен;

ПС 110 кВ Акташская – ШР 2х3,3 Мвар отключены;

Усть-Коксинская СЭС – ШР 3х3,3 Мвар отключены;

Ининская СЭС – ШР 1х3,3 Мвар отключен.

На участке 110 кВ Ининская – Акташская – Кош-Агачская в работе одна цепь ЛЭП.

В режиме зимних максимальных нагрузок 2022 года в нормальной схеме напряжение в электрической сети 110 кВ обеспечивается не ниже минимально допустимого 88,5 кВ и не превышает наибольшее рабочее 126 кВ соответственно (Приложение №9, рисунок П.9.5).

Единичные аварийные отключения линий связи 110 кВ энергосистемы Республики Алтай с энергосистемой Алтайского края в режиме зимних максимальных нагрузок 2022 года не приводят к выходу значений параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (Приложение №9, таблицы П.9.1-П.9.2).

Наиболее тяжелой схемно-режимной ситуацией является аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166), приводящее к недопустимому снижению напряжения в электрической сети и действию автоматики ограничения снижения напряжения с действием на отключение потребителей (Приложение №9, рисунок П.9.6).

Ликвидация недопустимого снижения напряжения в электрической сети существующими устройствами АОСН осуществляется следующим образом:

с выдержкой времени 8 с АОСН ПС 110 кВ Горно-Алтайская действует на отключение В-10 Т-1 (ОН 8,5 МВт);

с выдержкой времени 9 с АОСН ПС 110 кВ Горно-Алтайская действует на отключение В-10 Т-2 (ОН 3,5 МВт), АОСН ПС 110 кВ Кош-Агачская действует на отключение фидеров 10 кВ Iсш яч. №1, 4, 5, 9, 11 и фидеров 10 кВ IIсш яч. №14, 15, 16, 20, 21, 22 (ОН 3,7 МВт), АОСН ПС 110 кВ Усть-Коксинская действует на отключение В-10 Т-1 и В-10 Т2 (ОН 3,2 МВт), АОСН ПС 110 кВ Эликманарская действует на отключение фидеров 10 кВ яч. №1, 2, 3, 6, 7 (ОН 3 МВт). При этом напряжение на шинах 110 кВ большинства подстанций ниже аварийно допустимого уровня 84,7 кВ;

с выдержкой времени 10 с АОСН ПС 110 кВ Майминская действует на отключение фидеров 10 кВ Iсш яч. №6, 7, 4, 10, 15 (ОН 5,2 МВт), АОСН ПС 110 кВ Сигнал действует на отключение фидеров 10 кВ Iсш яч. №25, 27 и IIсш яч. №26, 28 (ОН 5,1 МВт), АОСН ПС 110 кВ Эликманарская действует на отключение фидеров 10 кВ яч. №12, 14, 17 (ОН 1,6 МВт). При этом напряжение на шинах 110 кВ подстанций на участке от ПС 110 кВ Майминская до ПС 110 кВ Заречная и ПС 110 кВ Горно-Алтайская ниже аварийно допустимого уровня 84,7 кВ;

с выдержкой времени 11 с АОСН ПС 110 кВ Майминская действует на отключение фидеров 10 кВ IIсш яч. №21, 22, 23, 24, 25 (ОН 2,6 МВт), АОСН ПС 110 кВ Сигнал действует на отключение фидеров 10 кВ Iсш яч. №5 и IIсш яч. №6, 14, 24 (ОН 3,5 МВт).

Таким образом, действие существующих АОСН на отключение потребителей в объеме порядка 39,9 МВт позволяет ликвидировать недопустимое снижение напряжения в электрической сети 110 кВ Республики Алтай.

Наименьшее напряжение в сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай после действия устройств АОСН на отключение нагрузки потребителей выявлено на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Горно-Алтайская. (87,7 кВ, рисунок П.9.7 Приложения №9).

В режиме зимних минимальных нагрузок 2022 года в нормальной схеме напряжение в электрической сети 110 кВ обеспечивается не ниже минимально допустимого 88,5 кВ и не превышает наибольшее рабочее 126 кВ соответственно (Приложения №9, рисунок П.9.8).

Единичные аварийные отключения линий связи 110 кВ энергосистемы Республики Алтай с энергосистемой Алтайского края в режиме зимних минимальных нагрузок 2022 года не приводят к выходу значений параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (Приложение №9, таблицы П.9.3-П.9.4).

Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166) не приводит к снижению напряжения на шинах 110 кВ подстанций Республики Алтай ниже минимально допустимого значения. Наименьшее напряжение в сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай выявлено на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Горно-Алтайская (88,6 кВ, рисунок П.9.9 Приложения №9).

Токовые перегрузки электросетевых элементов в электрической сети 110 кВ на территории Республики Алтай в зимних режимах 2022 года выявлены при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166), которые устраняются при действии АОСН.

2023-2025 годы

Состояние существующих устройств СКРМ следующее:

ПС 110 кВ Майминская – БСК 2х4,95 Мвар включены;

ПС 110 кВ Кош-Агачская – ШР 1х3,3 Мвар отключен;

ПС 110 кВ Акташская – ШР 2х3,3 Мвар отключены;

Усть-Коксинская СЭС – ШР 3х3,3 Мвар отключены;

Ининская СЭС – ШР 1х3,3 Мвар отключен.

На участке 110 кВ Ининская – Акташская – Кош-Агачская в работе одна цепь ЛЭП.

В режиме зимних максимальных нагрузок в период 2023-2025 гг. в нормальной схеме напряжение в электрической сети 110 кВ обеспечивается не ниже минимально допустимого 88,5 кВ и не превышает наибольшее рабочее 126 кВ соответственно (Приложение №10, рисунок П.10.5).

Единичные аварийные отключения линий связи 110 кВ энергосистемы Республики Алтай с энергосистемой Алтайского края в режиме зимних максимальных нагрузок 2023-2025 гг. не приводят к выходу значений параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (Приложение №10, таблицы П.10.1-П.10.2).

С учетом ввода в работу в 2023 году ПС 110 кВ Сибирская Монета с ВЛ 110 кВ Алтайская Долина – Сибирская Монета и ВЛ 110 кВ Манжерок – Сибирская Монета аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166) в режиме зимних максимальных нагрузок 2023-2025 гг. (Приложение №10, рисунок П.10.6) приведет к снижению напряжения на шинах 110 кВ подстанций Республики Алтай не ниже минимально допустимого (88,5 кВ). Наименьшее напряжение в сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай выявлено на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Горно-Алтайская (102,8 кВ).

После ввода в работу ПС 110 кВ Сибирская Монета с ВЛ 110 кВ Алтайская Долина – Сибирская Монета и ВЛ 110 кВ Манжерок – Сибирская Монета при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166) условия срабатывания АОСН не выявлены.

В режиме зимних минимальных нагрузок 2023-2025 гг. в нормальной схеме напряжение в электрической сети 110 кВ обеспечивается не ниже минимально допустимого 88,5 кВ и не превышает наибольшее рабочее 126 кВ соответственно (Приложение №10, рисунок П.10.7).

Единичные аварийные отключения линий связи 110 кВ энергосистемы Республики Алтай с энергосистемой Алтайского края в режиме зимних минимальных нагрузок 2023-2025 гг. не приводят к выходу значений параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (Приложение №10, таблицы П.10.3-П.10.4).

Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I, II цепь с отпайкой на ПС Угреневская (ВЛ БЗ-165,166) в режиме зимних минимальных нагрузок 2023-2025 гг. (Приложение №10, рисунок П.10.8) приведет к снижению напряжения на шинах 110 кВ подстанций Республики Алтай не ниже минимально допустимого (88,5 кВ). Наименьшее напряжение в сети 110 кВ также выявлено на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Горно-Алтайская (109,6 кВ).

Токовые перегрузки электросетевых элементов в электрической сети 110 кВ Республики Алтай в зимних режимах 2023-2025 гг. не выявлены.

5.7. Анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше на территории Республики Алтай на 2021-2025 гг.

С целью обоснования необходимости (либо ее отсутствия) установки устройств компенсации реактивной мощности (УКРМ) в сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай на 2021-2025 гг. были выполнены расчеты потокораспределения реактивной мощности.

Перечень средств компенсации реактивной мощности, расположенных в ЭС Республики Алтай, по состоянию на 01.01.2020, приведен в таблице 5.3.

При выполнении расчетов установившихся режимов за основу принята необходимость обеспечения нормируемого качества электроэнергии у потребителей, обеспечения требуемой пропускной способности сети. Анализ условий формирования балансов реактивной мощности выполнен с учетом перспективного роста нагрузок и нового электросетевого строительства объектов сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай. Проведен анализ широкого спектра характерных (нормальных и послеаварийных) режимов максимальных и минимальных нагрузок 2021-2025 гг.

Компенсация реактивной мощности применяется для обеспечения необходимых уровней напряжения в узлах нагрузки, уменьшения перетоков реактивной мощности, повышения пропускной способности и снижения потерь электроэнергии. В соответствии с приказом Минэнерго России от 23.06.2015 №380 «О порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии» коэффициент реактивной составляющей перспективной нагрузки узлов (tgφ) в сети 110 кВ принимался не выше 0,5. Для существующих подстанций сети 110 кВ рассматриваемого района коэффициент tgφ принят по результатам анализа отчетных показателей.

Поддержание допустимых уровней напряжения осуществляется путем изменения оперативного состояния средств компенсации реактивной мощности, установленных на ПС 110 кВ энергосистемы Республики Алтай.

На основании результатов расчетов нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов работы энергосистемы Республики Алтай на 2021 и 2025 годы было выявлено, что уровни напряжения во всех рассмотренных режимах на стороне высокого напряжения подстанций 110 кВ не превышают наибольшее рабочее напряжение – 126 кВ (в соответствии с ГОСТ Р 57382-2017) и не снижаются ниже минимально допустимых значений – 88,5 кВ (в соответствии с требованиями к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок методических указаний по устойчивости энергосистем, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 03.08.2018 № 630).

Установка УКРМ с целью ликвидации снижения напряжения на шинах ПС 110 кВ ниже аварийно допустимого значения не требуется.

5.8. Анализ загрузки центров питания 110 кВ энергосистемы Республики Алтай.

В данном разделе приведен анализ загрузки центров питания 110 кВ энергосистемы Республики Алтай с учетом вновь вводимой нагрузки, а также предложения по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ Республики Алтай на период 2020-2025 гг.

В таблице 5.6 приведен анализ загрузки центров питания 110 кВ энергосистемы Республики Алтай за отчетный период 2015-2019 гг. с выделением года, в который зафиксировано максимальное потребление мощности, а также анализ загрузки центров питания 110 кВ с учетом вновь вводимой нагрузки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение (далее – ТУ на ТП, Приложение №14).

Таблица 5.6 Анализ загрузки центров питания 110 кВ ЭС Республики Алтай с учетом мощности по утвержденным техническим условиям на технологическое присоединение

№ п/п

Наименование центра питания

Классы напряжения

Количество и номинальная мощность установленных трансформаторов, (шт. × МВА)

Максимальная

загрузка ПС за

2015-2019 гг. по результатам контрольных замеров

Данные о величине
присоединяемой мощности в
соответствии с договорами ТУ на ТП

Максимальная перспективная нагрузка ПС
с учётом действующих договоров на ТП *

Загрузка ПС с учетом максимальных за 2015-2019 гг.
значений контрольных замеров
нагрузки в режиме N-1, с учетом договоров ТУ на ТП

2020

2021

2022

2023

2024

2025

МВА

%

Год замера

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

%

1

ПС 110 кВ Турочакская

110/10

2х6,3

2,54

20,2

19.12.2018

1,06

0,15

0,06

-

-

-

-

2,75

43,7

2

ПС 110 кВ Сигнал

110/10

2х25

15,02

30,0

19.12.2018

7,81

1,53

0,03

-

-

-

-

16,58

66,3

3

ПС 110 кВ Манжерокская

110/10

1х10+1х16

5,10

19,6

20.12.2017

10,26

2,04

0,02

-

-

-

-

7,15

71,5

4

ПС 110 кВ Дмитриевская

110/10

2х2,5

0,44

8,8

19.12.2018

0,58

0,11

0,01

-

-

-

-

0,56

22,3

5

ПС 110 кВ Горно-Алтайская

110/10

2х25

15,05

30,1

19.12.2018

0,03

0,01

-

-

-

-

-

15,06

60,2

6

ПС 110 кВ Майминская

110/10

2х25

13,80

27,6

19.12.2018

13,00

2,46

0,14

-

-

-

-

16,40

65,6

7

ПС 110 кВ Усть-Канская

110/10

2х6,3

3,05

24,2

19.12.2019

3,32

0,39

0,26

0,01

-

-

-

3,72

59,0

8

ПС 110 кВ Шебалинская

110/10

2х2,5

2,73

54,6

19.12.2018

3,05

0,56

0,05

-

-

-

-

3,34

133,6

9

ПС 110 кВ Черно-Ануйская

110/10

2х2,5

0,62

12,4

16.12.2015

0,62

0,07

0,05

0,01

-

-

-

0,74

29,8

10

ПС 110 кВ Кош-Агачская

110/10

2х10

5,49

27,5

19.12.2018

7,45

1,27

0,20

0,01

-

-

-

6,98

69,8

11

ПС 110 кВ Ининская

110/10

2х2,5

0,71

14,2

16.12.2015

1,42

0,12

0,16

-

-

0,01

-

1,00

39,8

12

ПС 110 кВ Онгудайская

110/10

2х6,3

3,59

28,5

19.12.2019

2,06

0,36

0,05

-

-

-

-

4,00

63,5

13

ПС 110 кВ Теньгинская

110/10

2х2,5

0,66

13,2

19.12.2018

0,57

0,09

0,02

-

-

-

-

0,77

30,9

14

ПС 110 кВ Кебезеньская

110/35/10

2х6,3

0,70

5,6

19.12.2018

1,20

0,23

0,01

-

-

-

-

0,94

14,9

15

ПС 110 кВ Чойская

110/10

2х6,3

1,72

13,7

20.12.2017

0,72

0,12

0,02

-

-

-

-

1,86

29,6

16

ПС 110 кВ Акташская

110/10

2х10

4,20

21,0

20.12.2017

1,47

0,28

0,02

-

-

-

-

4,50

45,0

17

ПС 110 кВ Улаганская

110/10

2х6,3

1,53

12,1

19.12.2018

2,38

0,46

0,02

-

-

-

-

2,01

31,8

18

ПС 110 кВ Абайская

110/10

2х2,5

1,04

20,8

20.12.2018

0,64

0,13

-

-

-

-

-

1,17

46,7

19

ПС 110 кВ Усть-Коксинская

110/10

2х6,3

4,70

37,3

19.12.2018

3,93

0,78

-

0,01

-

-

-

5,49

87,1

20

ПС 110 кВ Барагашская

110/10

2х2,5

0,79

15,8

16.12.2015

0,82

0,16

0,01

-

-

-

-

0,95

38,2

21

ПС 110 кВ Чергинская

110/10

2х6,3

1,85

14,7

19.12.2018

7,30

1,05

0,02

0,39

-

-

-

3,31

52,5

22

ПС 110 кВ Эликманарская

110/10

2х6,3

6,89

54,7

20.12.2017

17,33

3,27

0,19

-

-

-

-

10,36

164,4

23

ПС 110 кВ Рудничная

110/10

1х6,3+1х16

3,11

13,9

19.12.2019

0,56

0,10

0,01

-

-

-

-

3,22

51,1

24

ПС 110 кВ Урсульская

110/10

2х6,3

0,34

2,7

19.12.2018

-

-

-

-

-

-

-

0,34

5,4

* прирост нагрузок принят с учетом коэффициента реализации;

Загрузка трансформаторов определяется в соответствии с п.10 «Требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию», утвержденными Приказом Министерства энергетики РФ от 08.02.2019 № 81 для следующих температурных условий:

для зимнего периода – TОЗМ = -5℃;

для летнего периода – ТПЭВТ = +30℃.

Анализ таблицы 5.6 выявил наиболее загруженные ПС 110 кВ с учетом вновь вводимой нагрузки, а именно:

ПС 110 кВ Эликманарская (2х6,3 МВА)

На ПС 110 кВ Эликманарская установлено два силовых трансформатора ТМТН-6300/110-У1 1979 и 1984 года выпуска; введены в эксплуатацию в 2009 и 2002 гг. соответственно. Срок службы трансформаторов с момента ввода – менее 30 лет.

В соответствии с приказом Минэнерго России от 08.02.2019 № 81 «Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию и о внесении изменений в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 № 229» коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности составляют в зимний период - 1,25∙Iном, в летний период – 1,15∙Iном (письмо филиала ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС» от 27.04.2020 №1.11/01.1/1076 приведено в Приложении №15).

Максимальная нагрузка данной подстанции за 2015-2019 гг. составила 6,89 МВА (зимний контрольный замер 2017 года), что составляет 54,7% от загрузки подстанции в нормальном режиме и 109,4% в режиме
N-1, что не превышает значение допустимой длительной перегрузки трансформатора Т-1(2) 6,3 МВА 125,0%.

По данным филиала ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС», от ПС 110 кВ Эликманарская выданы технические условия на технологическое присоединение энергопринимающих устройств суммарной максимальной мощностью 17,33 МВА. Все ТУ на ТП выданы потребителям с максимальной мощностью менее 670 кВт со сроком действия не превышающим 2021 год (Приложение №14). Максимальный прирост нагрузки в перспективе до 2025 года составит 3,27 МВА в 2020 году и 0,19 МВА в 2021 году с учетом коэффициента реализации. В данном случае загрузка подстанции составит 10,36 МВА. Мероприятия по замене трансформаторов на ПС 110 кВ Эликманарская в утвержденных технических условиях на технологическое присоединение отсутствуют.

При аварийном отключении Т-2(1) 6,3 МВА на ПС 110 кВ Эликманарская загрузка оставшегося в работе трансформатора в зимний период составит 164,4% от Iном, что превышает значение допустимой длительной перегрузки трансформатора Т-1(2) 6,3 МВА 125,0%. В случае аварийного отключения одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Эликманарская объем ГВО составит 2,48 МВА.

В летний период максимальная загрузка ПС 110 кВ Эликманарская составила 6,11 МВА. При аварийном отключении Т-2(1) 6,3 МВА на ПС 110 кВ Эликманарская загрузка оставшегося в работе трансформатора в летний период составит 97,0% от Iном, что не превышает значение допустимой длительной перегрузки трансформатора Т-1(2) 6,3 МВА 115,0%.

Согласно представленным филиалом ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС» данным (письмо от 27.04.2020 № 1.11/01.1/1076) возможность переноса существующей точки раздела электрической сети с переводом электроснабжения части потребителей ПС 110 кВ Эликманарская на другие центры отсутствует.

В связи с тем, что рассматриваемые схемно-режимные мероприятия не позволяют обеспечить допустимый уровень нагрузки при допустимой длительности, в целях снижения уровня токовой загрузки Т-1(2) ПС 110 кВ Эликманарская при аварийном отключении (выводе в ремонт) Т-2(1) рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов ПС 110 кВ Эликманарская номинальной мощностью 2х6,3 МВА на силовые трансформаторы номинальной мощностью не менее 2х10 МВА. Рекомендуемый срок выполнения реконструкции ПС 110 кВ Эликманарская – 2021 год, что соответствует предложениям Министерства регионального развития Республики Алтай.

По данным филиала ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС» к установке на ПС 110 кВ Эликманарская предусматриваются силовые трансформаторы мощностью 2х16 МВА, демонтированные в 2018 году с ПС 110 кВ Горно-Алтайская (письмо от 03.07.2020 № 1.11/1/1562-исх). Год изготовления трансформаторов – 1981 (Т-1) и 1986 (Т-2).

С учетом замены трансформаторов на 2х16 МВА при аварийном отключении одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Эликманарская загрузка оставшегося в работе в зимний период составит 64,8%.

ПС 110 кВ Шебалинская (2х2,5 МВА)

На ПС 110 кВ Шебалинская установлено два силовых трансформатора ТМН-2500/110-У1 1977 и 1982 года выпуска; введены в эксплуатацию в 1979 и 1983 гг. соответственно. Срок службы трансформаторов с момента ввода – более 30 лет.

В филиале ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС» согласно изменениям в п.5.3.14 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ, утвержденным приказом Минэнерго России от 08.02.2019 № 81 «Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию и о внесении изменений в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 № 229»  для силовых масляных трансформаторов, кроме силовых масляных трансформаторов и автотрансформаторов общего назначения классом напряжения от 110 кВ до 750 кВ включительно трехфазных мощностью 5 МВА и более и однофазных мощностью 1 МВА и более, допускается длительная перегрузка по току любой обмотки на 5% номинального тока ответвления, если напряжение на ответвлении не превышает номинального (письмо от 03.06.2020 №1.11/01.1/1365 приведено в Приложении №18).

Максимальная нагрузка данной подстанции за 2015-2019 гг. составила 2,73 МВА (зимний контрольный замер 2018 года), что составляет 54,6% от загрузки подстанции в нормальном режиме и 109,2% в режиме
N-1, что превышает значение допустимой длительной перегрузки трансформатора Т-1(2) 2,5 МВА 105%. В случае аварийного отключения одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Шебалинская объем ГВО составит 0,11 МВА.

По данным филиала ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС», от ПС 110 кВ Шебалинская выданы технические условия на технологическое присоединение энергопринимающих устройств суммарной максимальной мощностью 3,05 МВА. Все ТУ на ТП выданы потребителям с максимальной мощностью менее 670 кВт со сроком действия не превышающим 2021 год (Приложение №14). Максимальный прирост нагрузки в перспективе до 2025 года с учетом реализованных ТУ на ТП и действующих договоров на ТП составит 0,56 МВА в 2020 году и 0,05 МВА в 2021 году с учетом коэффициента реализации. В данном случае загрузка подстанции составит 3,34 МВА. Мероприятия по замене трансформаторов на ПС 110 кВ Шебалинская в утвержденных технических условиях на технологическое присоединение отсутствуют.

При аварийном отключении Т-2(1) 2,5 МВА на ПС 110 кВ Шебалинская загрузка оставшегося в работе трансформатора в зимний период составит 133,6% от Iном, что превышает значение допустимой длительной перегрузки трансформатора Т-1(2) 2,5 МВА 105%. В случае аварийного отключения одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Шебалинская объем ГВО составит 0,71 МВА.

В летний период максимальная загрузка ПС 110 кВ Шебалинская составила 2 МВА. При аварийном отключении Т-2(1) 2,5 МВА на ПС 110 кВ Шебалинская загрузка оставшегося в работе трансформатора в летний период составит 80,0% от Iном, что не превышает значение допустимой длительной перегрузки трансформатора Т-1 2,5 МВА 105%.

Согласно представленным филиалом ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС» данным (письмо от 27.04.2020 № 1.11/01.1/1076) возможность переноса существующей точки раздела электрической сети с переводом электроснабжения части потребителей ПС 110 кВ Шебалинская на другие центры отсутствует.

В связи с тем, что рассматриваемые схемно-режимные мероприятия не позволяют обеспечить допустимый уровень нагрузки при допустимой длительности, в целях снижения уровня токовой загрузки Т-1(2) ПС 110 кВ Шебалинская при аварийном отключении (выводе в ремонт) Т-2(1) рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов ПС 110 кВ Шебалинская номинальной мощностью 2х2,5 МВА на силовые трансформаторы номинальной мощностью не менее 2х4 МВА. Рекомендуемый срок выполнения реконструкции ПС 110 кВ Шебалинская – 2022 год, что соответствует предложениям Министерства регионального развития Республики Алтай.

По данным филиала ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС» к установке на ПС 110 кВ Шебалинская предусматриваются силовые трансформаторы мощностью 2х6,3 МВА, которые будут демонтированы при реконструкции ПС 110 кВ Эликманарская (письмо от 03.07.2020 № 1.11/1/1562-исх). Год изготовления трансформаторов – 1984 (Т-1) и 1979 (Т-2).

С учетом замены трансформаторов на 2х6,3 МВА при аварийном отключении одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Шебалинская загрузка оставшегося в работе составит 53,0%.

ПС 110 кВ Усть-Коксинская (2х6,3 МВА)

На ПС 110 кВ Усть-Коксинская установлено два силовых трансформатора ТМТН-6300/110 1984 и 1989 года выпуска; введены в эксплуатацию в 1988 и 1989 гг. соответственно. Срок службы трансформаторов с момента ввода – более 30 лет.

В соответствии с приказом Минэнерго России от 08.02.2019 № 81 «Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию и о внесении изменений в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 № 229» коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности составляют в зимний период - 1,175∙Iном, в летний период - 0,91∙Iном (письмо филиала ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС» от 27.04.2020 №1.11/01.1/1076 приведено в Приложении №15).

Максимальная нагрузка данной подстанции за 2015-2019 гг. составила 4,7 МВА (зимний контрольный замер 2018 года), что составляет 37,3% от загрузки подстанции в нормальном режиме и 74,6% в режиме
N-1, что не превышает значение допустимой длительной перегрузки трансформатора Т-1(2) 6,3 МВА 117,5%.

По данным филиала ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС», от ПС 110 кВ Усть-Коксинская выданы технические условия на технологическое присоединение энергопринимающих устройств суммарной максимальной мощностью 3,93 МВА. Все ТУ на ТП выданы потребителям с максимальной мощностью менее 670 кВт (Приложение №14). Максимальный прирост нагрузки составит 0,78 МВА в 2020 году и 0,01 МВА в 2022 году с учетом коэффициента реализации. В данном случае загрузка подстанции составит 5,49 МВА. Мероприятия по замене трансформаторов на ПС 110 кВ Усть-Коксинская в утвержденных технических условиях на технологическое присоединение отсутствуют.

При аварийном отключении Т-2(1) 6,3 МВА на ПС 110 кВ Усть-Коксинская загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 87,1% от Iном, что не превышает значение допустимой длительной перегрузки трансформатора Т-1(2) 6,3 МВА 117,5% для зимнего периода.

В летний период максимальная загрузка ПС 110 кВ Усть-Коксинская составила 3,08 МВА. При аварийном отключении Т-2(1) 6,3 МВА на ПС 110 кВ Усть-Коксинская загрузка оставшегося в работе трансформатора в летний период составит 56,4% от Iном, что не превышает значение допустимой длительной перегрузки трансформатора Т-1(2) 6,3 МВА 91,0%.

Учитывая вышесказанное, необходимость в увеличении трансформаторной мощности ПС 110 кВ Усть-Коксинская в перспективе до 2025 года отсутствует, однако рекомендуется осуществлять мониторинг нагрузки подстанции.

5.9. Дополнительный вариант развития электроэнергетики Республики Алтай

В настоящем разделе приводится информация об изменении состава генерирующего оборудования в рамках дополнительного прогноза развития электроэнергетики Республики Алтай по данным Правительства Республики Алтай (Приложение №13).

В соответствии с данными Министерства регионального развития Республики Алтай в рамках дополнительного прогноза развития электроэнергетики учитывается ввод в эксплуатацию следующего генерирующего оборудования (не учитываемая при расчете режимно-балансовой ситуации):

ввод в эксплуатацию в 2025 году в Усть-Коксинском районе Республики Алтай каскада МГЭС Мульта-1 установленной мощностью 3х12 МВт (ЗАО «Алтайская генерирующая компания»);

ввод в эксплуатацию в 2025 году в Улаганском районе Республики Алтай каскада МГЭС «Чибит» на реке Чуя установленной мощностью 24 МВт (ЗАО «Алтайская генерирующая компания»).

В связи с отсутствием определенных и утвержденных мест размещения и конкретных технических решений по схемам присоединения перспективных объектов генерации (МГЭС Мульта-1, МГЭС «Чибит») к электрическим сетям расчеты электроэнергетических режимов потокораспределения мощности и уровней напряжения в электрической сети с учетом их строительства и ввода в работу, а также определение необходимости/отсутствия необходимости реализации мероприятий по регулированию реактивной мощности для оптимистичного варианта на 2025 год должны быть выполнены в рамках внестадийной проработки.

Окончательное решение по вопросу ввода в эксплуатацию МГЭС Мульта-1 и МГЭС «Чибит» должно быть принято Минэнерго России с последующим (в случае положительного решения) включением ввода генерирующих объектов с высокой вероятностью реализации Схемы и программы развития ЕЭС России.

5.10. Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей на территории Республики Алтай на 2021-2025 гг.

В данном разделе определены объемы электросетевого строительства и выполнена оценка капитальных затрат на их реализацию для рассматриваемых мероприятий по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ энергосистемы Республики Алтай.

Размер капитальных затрат, требуемых на реализацию запланированных проектов по развитию территориальных распределительных сетей на территории Республики Алтай на 2021-2025 гг., был принят в расчет согласно данным, отображенных в утвержденных инвестиционных программах области на уровне базисных цен 2000 года с их дальнейшим переводом в текущий уровень цен (I квартал 2020 года). Для перевода базисных цен 2000 года использовались индексы пересчета, отображенные в письмах Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации № 5414-ИФ/09 от 19.02.2020 и № 6369-ИФ/09 от 25.02.2020.

Данные по капитальным затратам, отсутствующим в указанных выше источниках, определялись на базе укрупненных нормативов цен типовых технологических решений капительного строительства объектов электроэнергетики, утвержденных Приказом Министерства энергетики РФ «Об утверждении укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики» (подготовлен Минэнерго России от 11.05.2018). Стоимость элементов строительства, отображенная в сборниках УНЦ, рассчитана в ценах по состоянию на 01.01.2018. Приведение уровня цен 2018 года к году проведения и реализации мероприятий (2021-2025 гг.) производилось с помощью коэффициентов дефляторов, утвержденных Министерством экономического развития РФ с использованием индекса «Инвестиции в основной капитал (капитальные вложения)».

Приведенные капитальные затраты учитывают все затраты производственного назначения, предусмотренные стандартами и нормативно-техническими документами, действующими на территории Российской Федерации, вспомогательные и сопутствующие работы для строительства (реконструкции) электрических сетей.

Все расчеты проводились с учетом местных условий, характерных для Республики Алтай.

Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность), а также для обеспечения надежного энергоснабжения и качества электрической энергии на территории Республики Алтай до 2025 года приведен в таблице 5.7.

Таблица 5.7 Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность), а также для обеспечения надежного энергоснабжения и качества электрической энергии на территории Республики Алтай до 2025 года

№

п/п

Наименование объекта

Параметры оборудования

Краткое описание выполняемых работ

Срок реализации мероприятия, год

Стоимость реализации, млн руб.

Собственник объекта

Краткое техническое обоснование необходимости реализации мероприятия

До реконструкции

После реконструкции

Мероприятия для осуществления технологического присоединения перспективной нагрузки

1

ПС 110 кВ
Алтайская Долина

2х16 МВА

Строительство новой ПС 110 кВ Алтайская Долина с установкой силовых трансформаторов 2х16 МВА

2023

209,84

Минрегионразвития
Республики Алтай

Выполнение мероприятий, необходимых для осуществления технологического присоединения энергопринимающих устройств ОЭЗ ТРТ «Долина Алтая»1

2

ВЛ 110 кВ Майминская –
Алтайская долина

10 км

Строительство новой ВЛ 110 кВ Майминская –
Алтайская долина длиной 10 км

2023

98,78

3

ВЛ 110 кВ
Сибирская монета –
Алтайская долина

32,936 км

Строительство новой ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Алтайская долина длиной 32,936 км

2023

331,66

4

ВЛ 110 кВ
Сибирская монета –
Манжерокская

23,193 км

Строительство новой ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Манжерокская длиной 23,193 км

2023

234,40

5

ПС 110 кВ Сибирская
монета

2 шт.

Реконструкция в части установки линейной ячейки 110 кВ в РУ 110 кВ для осуществления присоединения ВЛ 110 кВ Сибирская монета - Алтайская Долина

2023

33,09

ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС»

Реконструкция в части установки линейной ячейки 110 кВ в РУ 110 кВ для осуществления присоединения ВЛ 110 кВ Сибирская монета - Манжерокская

2023

33,09

6

ПС 110 кВ Эликманарская

2х6,3 МВА

2х16 МВА2

Реконструкция ПС 110/10 кВ Эликманарская в Чемальском районе с заменой трансформаторов 2х6,3 МВА на 2х16 МВА

2021

197,01

ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС»

Исключение ввода ГВО в объеме до 2,48 МВт, при аварийном отключении Т-1 (2) ПС 110 кВ Эликманарская

Мероприятия, выполняемые исходя из технического состояния (в том числе «узкие места»)

7

ПС 110 кВ Шебалинская

2х2,5 МВА

2х6,3 МВА2

Реконструкция ПС 110/10 кВ Шебалинская с заменой трансформаторов 2х2,5 МВА на 2х6,3 МВА

2022

51,38

ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС»

Исключение ввода ГВО в объеме до 0,71 МВт, при аварийном отключении Т-1 (2) ПС 110 кВ Шебалинская

Итого по Минрегионразвития Республики Алтай

874,68

Итого по ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС»

314,57

Итого по Республике Алтай

1189,25

1 мероприятия актуальны при наличии действующих ТУ на ТП

2 мощность устанавливаемых трансформаторов требует уточнения в рамках процедуры утверждения инвестиционной программы филиала ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС» и разработки проектной документации; на ПС 110 кВ Эликманарская планируется перемещение трансформаторов 2х16 МВА, высвободившихся с ПС 110 Горно-Алтайская, на ПС 110 кВ Шебалинская планируется перемещение трансформаторов 2х6,3 МВА, высвобождающихся с ПС 110 кВ Эликманарская

5.11. Оценка плановых значений показателя надежности оказываемых услуг по передаче электрической энергии на территории Республики Алтай на 2021-2025 гг.

В таблицах 5.8 и 5.9 приведена информация о прекращении передачи электрической энергии за 2019 год и данные по оценке плановых значений показателя надежности оказываемых услуг в отношении территориальной сетевой организации Республики Алтай с учетом выполнения мероприятий, предусмотренных перечнем реализуемых и перспективных проектов, за период 2019-2025 гг. Значение показателя уровня надежности оказываемых услуг определяется продолжительностью прекращений передачи электрической энергии и является отношением фактической суммарной продолжительности всех прекращений передачи электрической энергии в отношении потребителей услуг за расчетный период регулирования к максимальному за расчетный период регулирования числу точек присоединения потребителей услуг к электрической сети электросетевой организации.

Таблица 5.8 Журнал учета текущей информации о прекращении передачи электрической энергии для потребителей услуг электросетевой организации за 2019 год

№

п/п

Обосновывающие данные для расчета

Продолжительность прекращения, час.

Количество точек присоединения потребителей услуг к электрической сети электросетевой организации, шт.

1

Журнал учёта данных первичной информации по всем прекращениям передачи электрической энергии, произошедших на объектах филиала ПАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС» за 2019 год

0,5500

6108

2

7,0167

6108

3

0,2667

14 548

4

0,0667

2306

5

0,2833

4564

6

1,6167

27 992

Таблица 5.9 Плановые значений показателя надежности оказываемых услуг на период 2019-2025 гг.

Показатели надежности

Отчётные значения
2019 года

Плановые значения

Прогнозные значения

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Средняя продолжительность прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (ПSAIDI), час

3,14

4,08

4,01

3,95

3,89

3,84

3,79

Средняя частота прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (ПSAIFI), шт.

2,78

2,09

2,01

1,94

1,91

1,88

1,85

VI Сводные данные по развитию электрических сетей на территории Республики Алтай на 2021-2025 гг.

Сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ энергосистемы Республики Алтай с разбивкой по классам напряжения на период 2020-2025 гг. (для каждого года) приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 Сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Республики Алтай на период 2020–2025 гг.

Наименование

Единицы измерения

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Всего 2020–2025

ЛЭП 110 кВ

км

-

-

-

66,1

-

-

66,1

Т(АТ) 110 кВ

МВА

-

19,4

7,6

32,0

-

-

59,0

Карта-схема электростанций и электрических сетей 110 кВ энергосистемы Республики Алтай по состоянию на 01.04.2020 и на перспективу до 2025 года приведена на рисунке П.11.1 Приложения №11. Однолинейная электрическая схема энергосистемы Республики Алтай по состоянию на 01.04.2020 и на перспективу до 2025 года приведена на рисунке П.11.2 Приложения №11.

Приложение № 1

Приложение № 2

Приложение № 3

Приложение № 4

Приложение № 5

Приложение № 6

Приложение № 7

Приложение № 8

Приложение № 9

Приложение № 10

Приложение № 11

Приложение № 12

Приложение № 13

Приложение № 14

Приложение № 15

Приложение № 16

Приложение № 17

Приложение № 18

Приложение № 19

Приложение № 20

Приложение № 21

Приложение № 22

Приложения с 1 по 22 см. в электронном образе документа