Распоряжение Правительства Республики Бурятия от 29.04.2016 № 239-р

Приложение № 4

Приложение № 5

Тепловые балансы по источникам тепловой энергии

Тепловой баланс по источнику Улан-Удэнская ТЭЦ-1 до 2021г.

Показатель	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	Итого
Прогнозная нагрузка, Гкал	583,5	588,6	600,4	606	613,36	620,72	628,08	635,44	642,8	642,8
Располагаемая мощность, Гкал	688	688	688	688	688	688	688	688	688	688
Дефицит мощности, Гкал	104,5	99,4	87,6	82	74,64	67,28	59,92	52,56	45,2	45,2

В резерве 2 пиковых водогрейных котла мощностью по 100Гкал каждый.

Тепловой баланс по источнику Улан-Удэнская ТЭЦ-2 до 2021г.

Показатель	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	Итого
Прогнозная нагрузка, Гкал	261	266,6	277,5	286	294,27	302,54	310,81	319,08	327,35	327,35
Располагаемая мощность, Гкал	380	380	380	380	380	380	380	380	380	380
Дефицит мощности, Гкал	119	113,4	102,5	94	85,73	77,46	69,19	60,92	52,65	52,65

Учитывается аварийная бронь в количестве 10% от установленной мощности

Приложение № 6

Расчет электрических режимов работы магистральной и распределительной электрической сети напряжением 35 кВ и выше

Целью выполняемых расчетов установившихся режимов являются:

     - проверка работоспособности сети для рассматриваемого расчетного уровня электропотребления;

     - выбор схем и параметров сети;        

     - проверка соответствия рекомендуемой схемы сети требованиям надежности электроснабжения;

     - проверка выполнения требований к уровням напряжений и выбор средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности;

     - разработка мероприятий по повышению пропускной способности.

Расчеты потокораспределения мощности, уровней напряжения и потерь мощности выполнялись при нормальной схеме сети, а также при отключении отдельных элементов схемы для длительных режимов работы электростанций и условий годового максимума и минимума нагрузки.

В энергосистеме Республики Бурятия максимальные нагрузки соответствуют осенне-зимнему периоду. Режим минимальной нагрузки в энергосистеме соответствует весенне-летнему периоду.

При выполнении расчетов электрических режимов были выявлены проблемы с уровнями напряжений и токовой загрузкой в электрических сетях 35-110 кВ по некоторым направлениям развития, рассмотренным ниже.

В 2016 году в нормальных режимах максимальных нагрузок уровень напряжений в большинстве узлов остается в пределах допустимых значений.

1. Транзит ВЛ 110 кВ Районная –Сосново-Озерская – Беклемишево

К 2021 г. с учетом ввода новых мощностей на Востоке Республики Бурятия  (ввода в эксплуатацию в 2017 г. ПС 110 кВ Джилинда) и увеличением нагрузки возрастает коэффициент загрузки по ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская – Романовка с отпайкой на ПС Исинга  (СР-124) до 114,7%.

Рисунок 1. Нормальный режим транзита 110 кВ Районная – Багдарин в зимний период 2016г.

Рисунок 2. Токи и уровни напряжения в зимний период 2016 г. в послеаварийном режиме

(при отключении ВЛ 110 кВ Курба-Удинск КУ-110)

Рисунок 3. Нормальный режим транзита 110 кВ Районная – Комсомольская, Беклемишево – Сосново-Озерская

в зимний период 2021 гг.

Рисунок 4. Токи и уровни напряжения в зимний период 2021 г.

 в послеаварийном режиме (при отключении ВЛ-110 кВ Курба-Удинск КУ-110)

   Нагрузка по ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская - Беклемишево с отпайкой на ПС Грязнуха (СБ-123) в зимний период 2016г.:

Таблица №1

№	Аварийное возмущение	Токоограни-чивающий элемент	Нагрузка в нормальном режиме, А	Нагрузка в послеаварийном режиме, А	% перегрузки	Сетевые мероприятия
1	Отключение ВЛ-110 кВ Курба Удинск	ТТ-123 ПС 110 кВ Беклемишево (100/5)	1	113	113%	Замена ТТ на ПС 110 кВ Беклемишево (100/5) на тт с большим значением

   Нагрузка по ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская - Беклемишево с отпайкой на ПС Грязнуха (СБ-123) в зимний период 2021г.:

Таблица №2

№	Аварийное возмущение	Токоограни-чивающий элемент	Нагрузка в нормальном режиме, А	Нагрузка в послеаварийном режиме, А	% перегрузки	Сетевые мероприятия
1	Отключение ВЛ-110 кВ Курба Удинск	ТТ-123 ПС 110 кВ Беклемишево (100/5)	102	151	151%	Замена ТТ на ПС 110 кВ Беклемишево (100/5) на тт с большим значением
		ТТ-124 ПС 110 кВ Романовка (75/5)	86	86	114,7%	Замена ТТ на ПС 110 кВ Романовка (75/5) на тт с большим значением

2. Транзит ВЛ 110 кВ Селендума- Мухоршибирь.

При расчете нормальных режимов для максимальных нагрузок 2016 года и максимальных нагрузок 2021 года (с учетом ввода новой ПС 110 кВ Слобода (4,09 МВт) и увеличением нагрузки по ПС 110 кВ Кяхта на 3,62 МВт) параметры сети не выходят из области допустимых значений (рисунок 5,6).

Рисунок 5. Нормальная схема транзита 110 кВ Селендума - Мухоршибирь в зимний период 2016 г.

Рисунок 6. Нормальная схема транзита 110 кВ Селендума - Мухоршибирь в зимний период 2021г.

с учетом перспективного развития

Рисунок 7. Отключение ВЛ 110 кВ Селендума –  Джида

(СД-107) в зимний период с учетом перспективного развития до 2021 г.

№	Аварийное возмущение	Токоограни-чивающий элемент	Нагрузка в нормальном режиме, А	Нагрузка в послеаварийном режиме, А	% перегрузки	Организационные мероприятия	Сетевые мероприятия
1	Отключение  ВЛ 110 кВ Селендума –  Джида  (СД-107)	ТТ-149 (учет) ПС 220 кВ Мухоршибирь	26	216	108%	Включение ВЛ 110 кВ Мухоршибирь – Бичура (МШБ-149) через ОШСВ-110 ПС 220 кВ Мухоршибирь, с  Iдоп=300А Возможность включения ОШСВ-110 может отсутствовать при включении через него В-147 или В-110 АТ-2	1.                 восстановление 32 км ВЛ 110 кВ Гусиноозерская – Окино-Ключи (ГОК-126) 2.                 произвести замену ТТ-149 (учет) 200/5 на 300/5 на ПС 220 кВ Мухоршибирь

В послеаварийном режиме в период максимальных нагрузок при отключении  ВЛ 110 кВ Селендума –  Джида (СД-107) увеличивается до 108 % загрузка ВЛ 110 кВ Мухоршибирь – Бичура (МШБ-149). В период минимальных нагрузок до 2020 г. загрузка указанного ТТ-149 не превышает 70%.

В перспективе до 2021 г. для обеспечения надежности питания потребителей электрической энергией необходимо увеличить пропускную  способность данного участка, в т.ч. произвести замену трансформатора тока ТТ-149 (учет) 200/5 на 300/5 на ПС 220 кВ Мухоршибирь.

Рассматриваемые линии ВЛ 110 кВ транзита Селендума-Мухоршибирская и Селендума Гусиноозерская находится на территории энергоузла Гусиноозерской ГРЭС. Основными потребителями на этой территории являются собственные нужды Гусиноозерской ГРЭС и коммунально-бытовая нагрузка г. Гусиноозерск, Мухоршибирского, Селенгинского, Джидинского, Кяхтинского, Бичурского районов республики Бурятия. Присутствуют потребители 2 – 3 категорий надёжности электроснабжения. Численность населения 158,8 тысяч человек.

Поэтому основным сетевым мероприятием по повышению надежности электроснабжения потребителей данного энергоузла должно стать восстановление 32 км ВЛ 110 кВ Гусиноозерская – Окино-Ключи (ГОК-126).

Рисунок 8.  Энергоузел Гусиноозерской ГРЭС

Указанное выше мероприятие позволит исключить следующие сложные схемно-режимные ситуации, приводящие к погашению потребителей:

1) Наложение аварийного отключения ВЛ 110 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Селендума с отпайкой на ПС Гусиное озеро (ГС-106) на одновременный ремонт АТ-1, АТ-2 Гусиноозерской ГРЭС, т.к. АТ-1, АТ-2 заведены под один общий выключатель по стороне 220 кВ В-220 АТ-1,2, и по стороне 110 кВ В-110 АТ-1,2

Возникновение вышеуказанных аварийных ситуаций приводит к погашению потребителей г. Гусиноозерска и собственных нужд Гусиноозерской ГРЭС на величину до 18 МВт.

2) Наложение аварийного отключения ВЛ 110 кВ на участке ПС 220 кВ Селендума – ПС 110 кВ Окино-Ключи на ремонт ВЛ 110 кВ на участке ПС 220 кВ Мухоршибирь – ПС 110 кВ Окино-Ключи или АТ-2 ПС 220 кВ Мухоршибирь.

Возникновение вышеуказанных аварийных ситуаций приводит к отключению потребителей на участке ПС 220 кВ Селендума – ПС 220 кВ Мухоршибирь  на величину до 23 МВт.

Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для восстановления питания потребителей и собственных нужд Гусиноозерской ГРЭС отсутствуют.

Восстановление ВЛ 110 кВ Гусиноозерская – Окино-Ключи (ГОК-126) 32 км принесет следующие результаты:

1.        В ремонтных схемах возможно питание потребителей от ПС 110 кВ Гусиноозерская, соответственно напряжения будут соответствовать номинальным значениям;

2.        Повышение надежности электроснабжения г. Гусиноозерск и других близлежащих районов

3. Транзит 110 кВ Медведчиково - Иволга 

В нормальных режимах при максимальных нагрузках на 2016 год и на 2021г (с учетом увеличения нагрузки по ПС 110 кВ Иволга (на 8,68 МВт) и ПС 35 кВ Гурульба (на 5,34 Мвт)) расчетные параметры сети не выходят из области допустимых значений (рисунок 9, 10).

Рисунок 9. Нормальный режим  питания  ПС 110 кВ Иволга в зимний период 2016 г.

Рисунок 10. Нормальный режим  питания  ПС 110 кВ Иволга

в зимний период 2021 г.

Как видно из рисунка 11, представленного ниже, при отключении ВЛ 110 кВ Медведчиково – Иволга (МИ-159) в данной ремонтной схеме требуется замена трансформаторов тока в сети 35 кВ от ПС 110 кВ Южная до ПС 35 кВ Гурульба. Требуется замена трансформатора тока В-3006 200/5 на 300/5 на ПС 110 кВ Иволга.

При отключении ВЛ 110 кВ Медведчиково – Иволга  (МИ-159) в период максимальных нагрузок на шинах 35-10 кВ ПС 110 кВ Иволга, ПС 35 кВ Гурульба, ПС 35 кВ Нижняя Иволга расчетное напряжение ниже предельно допустимых значений 29,11-33,81 кВ, 8,3-8,36 кВ соответственно, что ниже допускаемых значений по  ГОСТ Р 54149-2010 п.4.2.2..

В период минимальных нагрузок уровень напряжения соответствует допустимым значениям.

Рисунок 11. Отключение ВЛ 110 кВ Медведчиково - Иволга

(МИ-159) в зимний период 2016 г. (питание со стороны ПС 110 кВ Южная)

Рассмотрим второй вариант ремонтной схемы при отключении ВЛ 110 кВ Медведчиково - Иволга (МИ-159) с питанием ПС 110 кВ Иволга, ПС 35 кВ Гурульба от ПС 110 кВ Гусиноозерская.

 Рисунок 12. Отключение ВЛ 110 кВ Медведчиково - Иволга

(МИ-159) в зимний период до 2016 г. (питание со стороны ПС 110 кВ Гусиноозерская)

Рисунок 13. Отключение ВЛ 110 кВ Медведчиково - Иволга

(МИ-159) в зимний период с учетом перспективного развития до 2020 г. (питание со стороны ПС 110 кВ Гусиноозерская) после применения схемно-режимных мероприятий: перевод ВЛ 35 кВ АИ-3006 на ПС 110 кВ Южная (0 ,7 МВт) и перевода нагрузки с шин 10 кВ ПС 110 кВ Иволга по фидерам связи И-7,И-6 на ПС 35 кВ Нижняя Иволга и ПС 35 кВ Оронгой (1,5 МВт).

 Рисунок 14. Отключение ВЛ 110 кВ Медведчиково - Иволга

(МИ-159) в зимний период с учетом перспективного развития до 2021 г. (питание со стороны ПС 110 кВ Южная)

после применения схемно-режимных мероприятий: перевод питания ВЛ 35 кВ ИХ-3009 на ПС 110 кВ Гусиноозерская, и перевода нагрузки с шин 10 кВ ПС 110 кВ Иволга по фидерам связи И-7,И-6 на ПС 35 кВ Нижняя Иволга и ПС 35 кВ Оронгой (1,5 МВт).

В этом случае также наблюдаем перегрузку ВЛ-35 кВ транзита Гусиноозерская – Хурумша.

В обоих случаях существуют проблемы с напряжением в сети 35 кВ:

1.        На шинах ПС 110  кВ Иволга, ПС 35 кВ Гурульба.

2.        На шинах ПС 35 кВ Харгана, ПС 35 кВ Оронгой, ПС 35 кВ Хурумша, ПС 35 кВ Гурульба.

Однако в случае питания потребителей со стороны ПС 110 кВ Гусиноозерская есть возможность регулирования напряжения в сети 110 кВ на Гусиноозерской ГРЭС, а также в сети 35 кВ с помощью устройств РПН.

В целом для обеспечения необходимой пропускной способностью и повышения надежности электроснабжения г. Улан-Удэ и прилегающих районов в перспективе до 2021 г. в связи с ростом нагрузок и вводом новых подстанций необходимо выполнение всех мероприятий по замене ограничивающих элементов, указанных в нижеприведенной таблице.

Мероприятия по замене ограничивающих элементов

	Аварийное возмущение	Токоограничивающий элемент	Нагрузка в нормальном режиме, А	Нагрузка в послеаварийном режиме, А	%  загрузки	Сетевые мероприятия
1	Отключение ВЛ 110 кВ Медведчиково – Иволга	ТТ-3006 ПС 110 кВ Иволга	21	313	156%	Заменить ТТ В-3006 200/5 на 400/5 на ПС 110 кВ Иволга
2		ТТ-376 ПС 35 кВ Жаргалантуй	17	240	240%	Заменить ТТ-376 100/5 на 300/5 ПС 35 кВ Жаргалантуй
3		ТТ-3072 ТВ-35  ПС 35 кВ Харгана	19	233	153%	Заменить ТТ-3072 100/5 на 200/5 ПС 35 кВ Харгана
4		ТТ-349, ТТ-СВ-35 ПС 35 кВ Харгана	21	219	219%	Заменить ТТ-349, ТТ-СВ-35 на 300/5 ПС 35 кВ Харгана
5		ТТ-311 ПС 110 кВ Южная	25	392	196%	Заменить ТТ-311 200/5 на 400/5 на ПС 110 кВ Южная
6		ВЧЗ-3006 ПС 35 кВ Нижняя Иволга	25	335	200%	Заменить ВЧЗ-3006 на ПС 35 кВ Нижняя Иволга
7		ТТ-3016 ПС 110 кВ Иволга	25	236	118%	Заменить ТТ-3016 200/5 на 300/5 на ПС 110 кВ Иволга

4. Результаты расчетов нормальных и послеаварийных режимов прилегающей сети 110 кВ вновь вводимых подстанций ПС 110 кВ Чернуха, ПС 110 кВ Гавань, ПС 110 кВ Слобода

Рисунок 15. Нормальная схема прилегающей сети 110 кВ к ПС 110 кВ Гавань

для зимнего периода 2021г. с учетом перспективных нагрузок. 

  Строительство ПС 110/20кВ «Гавань» (6,3 МВА) и ВЛ-110 кВ (2,1 км) осуществляется с целью обеспечения электроснабжением планирующихся к строительству новых объектов туристско-рекреационной зоны «Байкальская гавань» ОАО "ОЭЗ" (Особая экономическая зона  участок «Гора бычья» в Прибайкальском районе).

Рисунок 16. Послеаварийный режим  питания ПС 110 кВ Гавань

при отключении ВЛ 110 кВ Татаурово-Прибайкальская (ТП-128)

           Уровни напряжения по рассматриваемому транзиту 110 кВ Татаурово- Могойто в области допустимых значений, токовые нагрузки ВЛ и оборудования не превышают допустимых параметров.

Рисунок 17. Нормальная схема прилегаюшей сети 110 кВ к ПС 110 кВ Чернуха

для зимнего периода 2021г. с учетом перспективных нагрузок.

  Строительство ПС 110 кВ Чернуха позволит осуществить технологическое присоединение строящейся птицефабрики с перерабатывающим комплексом в п .Селенгинск Кабанского района, потребляемой мощностью – 9,5 МВт.

Рисунок 18. Послеаварийный режим  питания ПС 110 кВ Чернуха при отключении ВЛ 110 кВ Селенгинский ЦКК – Селенга-тяговая (СС-121)

   Уровни напряжения по рассматриваемому транзиту 110 кВ кВ Селенгинский ЦКК – Селенга-тяговая в области допустимых значений, токовые нагрузки ВЛ и оборудования не превышают допустимых параметров.

Рисунок 19. Нормальная схема прилегаюшей сети 110 кВ к ПС 110 кВ Слобода с учетом перспективного развития до 2021 г.

Рисунок 20. Послеаварийный режим  питания ПС 110 кВ Слобода при отключении ВЛ 110 кВ Селендума –  Джида (СД-107) в зимний период с учетом перспективного развития до 2021 г.

         Уровни напряжения по рассматриваемому транзиту 110 кВ кВ Селендума – Мухоршибирь в области допустимых значений, токовые нагрузки трансформатора тока на В-149 ПС 220 кВ Мухоршибирь превышают допустимые значения на 16 %, требуется замена  трансформаторов тока с большей пропускной способностью (т.е. на 300/5).

5. Обоснование необходимости увеличения установленной мощности силовых трансформаторов в рамках технологического присоединения

Рисунок 21. Нормальный режим  питания  ПС 110 кВ Кырен

в зимний период 2016 г.

Рисунок 22. Нормальный режим  питания  ПС 110 кВ Кырен

в зимний период с учетом перспективного развития до 2021 г. (увеличение нагрузки на 2,32 МВт)

Рисунок 23. Послеаварийный режим  питания 1Т ПС 110 кВ Кырен при отключении 2Т

в зимний период с учетом перспективного развития до 2021 г.

  После применения схемно-режимных мероприятий: перевод питания шин 35 кВ ПС 110 кВ Кырен на ПС 110 кВ Зун-Мурино по ВЛ 35 кВ ЗМХ-396, загрузка 1Т ПС 110 кВ Кырен составит 7,8 МВА (123,8 %) .Фидера связи 10 кВ отсутствуют. Необходима замена силовых трансформаторов 1Т,2Т ПС 110 кВ Кырен 2х6,3 МВА на трансформаторы мощностью не менее 10 МВА.

Рисунок 24. Нормальный режим  питания  ПС 110 кВ Иволга

в зимний период 2016 г.

Рисунок 25. Нормальный режим  питания  ПС 110 кВ Иволга

в зимний период с учетом перспективного развития до 2021 г.( увеличение нагрузки на 8,68 МВт)

Рисунок 26. Послеаварийный режим  питания 1Т ПС 110 кВ Иволга при отключении 2Т

в зимний период с учетом перспективного развития до 2021 г.

  После применения схемно-режимных мероприятий: перевод питания ВЛ 35 кВ ИХ-3009 на ПС 110 кВ Гусиноозерская, перевода ВЛ 35 кВ АИ-3006 на ПС 110 кВ Южная (0 ,7 МВт) и перевода нагрузки с шин 10 кВ ПС 110 кВ Иволга по фидерам связи И-7,И-6 на ПС 35 кВ Нижняя Иволга и ПС 35 кВ Оронгой (1,5 МВт), загрузка 1Т ПС 110 кВ Иволга составит 20,3 МВА (126,9%). При отключении 1Т ПС 110 кВ Иволга загрузка 2Т составит 203%.Необходима замена трансформаторов 1Т-16 МВА,2Т-10 МВА на 2х25,0 МВА.

Рисунок 27. Нормальный режим  питания  ПС 110 кВ Кяхта

в зимний период 2016 г.

Рисунок 28. Нормальный режим  питания  ПС 110 кВ Кяхта

в зимний период с учетом перспективного развития до 2021 г.(увеличение нагрузки на 3,62 МВт)

 Рисунок 29. Послеаварийный режим  питания 1Т ПС 110 кВ Кяхта при отключении 2Т

в зимний период с учетом перспективного развития до 2021 г.

  После применения схемно-режимных мероприятий: перевод питания шин 35 кВ ПС 110 кВ Кяхта на ПС 110 кВ Харанхой по ВЛ 35 кВ ХУК-382(1,9 МВт), загрузка 1Т ПС 110 кВ Кяхта составит 18,2 МВА (113,8%). Фидера связи 6 кВ отсутствуют. Необходима замена силовых трансформаторов 1Т,2Т на 2х25,0 МВА.

Рисунок 30. Нормальный режим  питания  ПС 110 кВ Инкурская

в зимний период 2016 г.

Рисунок 31. Нормальный режим  питания  ПС 110 кВ Инкурская

в зимний период с учетом перспективного развития до 2021 г.(увеличение нагрузки на 4,04 МВт)

Рисунок 32. Послеаварийный режим  питания 1Т ПС 110 кВ Инкурская  при отключении 2Т

в зимний период с учетом перспективного развития до 2021 г.

   После применения схемно-режимных мероприятий: перевод питания шин 35 кВ ПС 110 кВ Инкурская  на ПС 110 кВ Торей по  ВЛ 35 кВ ТН-379(1,1 МВт), загрузка 1Т ПС 110 кВ Инкурская  составит 14,6 МВА (146%).Фидера связи 6 кВ отсутствуют.

Необходимо увеличение установленной мощности трансформатора 1Т, замена 1Т- 10 МВА на 16,0 МВА.

Рисунок 33. Нормальный режим  питания  ПС 110 кВ Турка

в зимний период 2016 г.

Рисунок 34. Нормальный режим  питания  ПС 110 кВ Турка

в зимний период с учетом перспективного развития до 2021 г.(увеличение нагрузки на 1,68 МВт)

Рисунок 35. Послеаварийный режим  питания 1Т ПС 110 кВ Турка при отключении 2Т

в зимний период с учетом перспективного развития до 2021 г.