Региональное
Законодательство
Удмуртии

Распоряжение Правительства УР от 28.04.2014 N 274-р "Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Удмуртской Республики на 2015 - 2019 годы с перспективой до 2023 года"

ПРАВИТЕЛЬСТВО УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

РАСПОРЯЖЕНИЕ
от 28 апреля 2014 г. № 274-р

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ
НА 2015 - 2019 ГОДЫ С ПЕРСПЕКТИВОЙ ДО 2023 ГОДА

В соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", в целях обеспечения энергетической безопасности Удмуртской Республики, развития индустриального и социального комплексов, качественного и надежного энергоснабжения потребителей энергии утвердить прилагаемые Схему и программу развития электроэнергетики Удмуртской Республики на 2015 - 2019 годы с перспективой до 2023 года.

Исполняющий обязанности
Председателя Правительства
Удмуртской Республики
А.Г.КОРОБЕЙНИКОВ





Утверждена
распоряжением
Правительства
Удмуртской Республики
от 28 апреля 2014 г. № 274-р

СХЕМА
И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ НА 2015 - 2019 ГОДЫ С ПЕРСПЕКТИВОЙ
ДО 2023 ГОДА

Введение

При разработке настоящей работы учтена "Схема и программа развития электроэнергетики Удмуртской Республики на 2014 - 2018 годы с перспективой до 2023 года", утвержденная распоряжением Правительства Удмуртской Республики от 17.06.2013 № 386-р, выполненная ОАО "ИЦЭУ" Дирекция "Энергосетьпроект", г. Екатеринбург по договору № 04-1/12-211-6.2017.12 от 26.11.2012 с филиалом ОАО "МРСК Центра и Приволжья" - "Удмуртэнерго" в соответствии с техническим заданием (приложение, к настоящему тому).
В настоящем томе 1 разработаны и представлены для энергосистемы Удмуртской Республики:
- анализ существующего состояния;
- исследование существующей загрузки электрических сетей 110 кВ и выше в отчетный период 2011, 2012, 2013 гг. с определением "узких" мест;
- прогнозные уровни электропотребления и электрических нагрузок;
- оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии и мощности с учетом прогнозируемого спроса на электроэнергию и мощность и планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей;
- рекомендации по развитию электрических сетей 110 кВ и выше на период до 2018 г. с перспективой до 2023 г.;
- результаты расчетов и анализ режимов работы электрических сетей 110 кВ и выше на этапы 2013, 2015 и 2018 гг.;
- исследование проблемы компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения в сети 110 кВ и выше;
- результаты расчетов токов короткого замыкания и рекомендации по замене оборудования на этапы 2015 г., 2018 г.;
- объемы строительства и реконструкции электрических сетей 110 кВ и выше на период до 2018 г. с перспективой до 2023 г.;
- ориентировочные капиталовложения на реконструкцию действующих и строительство новых электросетевых объектов.
При выполнении работы использованы следующие материалы:
- исходные данные, предоставленные филиалом "ОАО "МРСК Центра и Приволжья" - "Удмуртэнерго", филиалом ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала (приложение Ж, книга 2, том 1), ОАО "ТГК-5" и другими собственниками;
- Инвестиционные программы филиала "ОАО "МРСК Центра и Приволжья" - "Удмуртэнерго" и ОАО "ФСК ЕЭС";
- отчетные данные филиала ОАО "СО ЕЭС" Удмуртское РДУ (контрольные замеры, нормальные схемы электрических соединений объектов электроэнергетики, входящих в операционную зону Удмуртского РДУ, Положение по управлению режимами работы энергосистемы (действующая редакция)).

1. Общая характеристика региона Удмуртской Республики

Удмуртская Республика (УР) - субъект Российской Федерации (РФ), входящий в состав Приволжского Федерального округа. Столица республики - г. Ижевск (рисунок 1.1).
Удмуртская Республика расположена в западной части Среднего Урала в междуречье Вятки и Камы. Площадь республики - 42,01 тыс. км2, или 0,25% от общей площади Российской Федерации. По величине территории Удмуртская Республика занимает пятьдесят седьмое место среди всех субъектов Российской Федерации и одиннадцатое место среди республик.
Административно Удмуртская Республика делится на 6 городов, 25 сельских районов, 11 поселков городского типа, 2119 сельских населенных пунктов. Плотность населения - 37 человек на квадратный километр.
По данным Министерства экономики Удмуртской Республики, в 2011 г. среднегодовая численность населения республики составила 1,519 млн. чел. (1,1% от показателя по РФ в целом). В 2011 г. доля городского населения в общей численности населения УР составила 68,8%, в том числе в шести наиболее крупных городах - 64,7%, или 983,1 тыс. чел. (таблица 1.1).

Таблица 1.1. Численность населения наиболее крупных городов
Удмуртской Республики в 2011 году

Города
Численность населения, тыс. чел.
Ижевск
628,5
Сарапул
100,9
Воткинск
98,8
Глазов
95,6
Можга
48,4
Камбарка
10,9

За период 2002 - 2011 гг. численность населения Удмуртской Республики снизилась на 50,0 тыс. чел. (со среднегодовыми темпами 0,3%). На перспективу до 2020 г. (приложение Б.1, книга 2, том 1) по Удмуртской Республике учтено дальнейшее снижение численности населения со среднегодовыми темпами 0,1%, обусловленное демографической ситуацией (данные Министерства экономики УР). Согласно прогнозу Министерства экономики Удмуртской Республики, на 2015 г. численность населения составит 1,513 млн. чел., на 2020 г. - 1,508 млн. чел.
На 01.01.2011 общая площадь полезного жилого фонда Удмуртской Республики составила 30,366 млн. м2, а средняя обеспеченность населения жильем - 20 м2/чел. За период с 2002 г. общая площадь жилого фонда выросла оценочно на 2,147 млн. м2, или 7,6%, а обеспеченность жилого фонда напольными газовыми и электрическими плитами - на 7,0%.

Рисунок 1.1. Карта Удмуртской Республики

Рисунок не приводится.

В перспективе до 2020 г., по данным Министерства строительства, архитектуры и жилищной политики Удмуртской Республики, общая площадь жилого фонда в республике (по всем видам застройки: мало- и многоэтажному жилищному строительству) должна вырасти на 2,132 млн. м2, в том числе в г. Ижевске - на 2,024 млн. м2.
Учитывая тот факт, что убыль жилого фонда, подлежащего сносу в прогнозируемый период, оценивается величиной 0,1 млн. м2, к 2020 г. обеспеченность жилой площадью в Удмуртской Республике оценочно составит 21,5 м2/чел.
На территории Удмуртской Республики добываются следующие основные полезные ископаемые: нефть, торф, строительные материалы, каменный уголь.
Основные (они же - наиболее электроемкие) отрасли промышленности Удмуртской Республики следующие: нефтедобыча, черная металлургия, машиностроение и металлообработка.
Развитию экономики Удмуртской Республики, в том числе промышленности, благоприятствует следующая транспортная ситуация:
- расположение в бассейне судоходной реки Камы;
- в широтном направлении через территорию республики проходят две основные российские железнодорожные магистрали. В меридиональном направлении проходит железнодорожная магистраль, по которой осуществляются внутриреспубликанские связи. Общая протяженность железных дорог составляет 1007,4 км;
- через территорию республики проходят магистральные нефте- и газопроводы;
- в республике преобладает сеть автомобильных дорог с асфальтобетонным покрытием (3279 км). Протяженность дорог с гравийным покрытием составляет 2159 км.
Сельское хозяйство Удмуртской Республики представлено следующими основными отраслями: зерноводством, льноводством, овощеводством, производством мяса, молока и яиц.

2. Анализ существующего состояния
электроэнергетики Удмуртской Республики

2.1. Общая характеристика энергосистемы
Удмуртской Республики

Удмуртская энергосистема входит в состав Объединенной энергосистемы Урала (ОЭС Урала) и обеспечивает электроснабжение потребителей Удмуртской Республики.
В таблице 2.1.1 приведена структура электроэнергетического комплекса Удмуртской Республики.

Таблица 2.1.1. Структура электроэнергетического комплекса Удмуртской Республики

Наименование
Перечень энергетических предприятий
Управление
- Филиал ОАО "СО ЕЭС" Удмуртское РДУ
Генерация
- Филиал ОАО "ТГК-5" "Удмуртский" (Ижевские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, Сарапульская ТЭЦ);
- станции промышленных предприятий (Глазовская ТЭЦ, Воткинская ТЭЦ);
- мини-ТЭЦ "Дружба" в г. Ижевске;
- ТЭС ООО "Автокотельная"
Электрические сети
- Пермское предприятие МЭС Урала - филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - электрические сети 220 - 500 кВ;
- филиал "Удмуртэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" - распределительная сетевая компания - электрические сети 0,4 - 220 кВ;
- ООО "Электрические сети Удмуртии"; МУП г. Ижевска "ИЭС"; МУП "ВГЭС", г. Воткинск; МУП ЖКХ, г. Можга;
- сети других собственников: промышленных предприятий, нефтяных компаний, ОАО "РЖД" и т.д.
Энергосбытовые компании и гарантирующие поставщики
- ОАО "Удмуртская энергосбытовая компания";
- ООО "РН-энерго";
- ООО "Белкамконтракт";
- ООО "Русэнергосбыт";
- ООО "Мечел-Энерго";
- ОАО "ТГК-5";
- ООО "Русэнергоресурс";
- ОАО "Объединенная Автомобильная группа";
- ООО "ЕЭС. Гарант";
- ОАО "Оборонэнергосбыт";
- ОАО "Мосгорэнерго";
- ООО "РТ-Энерготрейдинг" (с 01.01.2014);
- ООО "МагнитЭнерго" (с 01.01.2014)
Потребители электроэнергии
Промышленность, социальная сфера, сельское хозяйство, железнодорожный транспорт, прочие

Максимальная нагрузка потребителей Удмуртской энергосистемы в 2013 году зафиксирована 18 января и составила 1515 МВт.
Основными генерирующими источниками на территории Удмуртской энергосистемы являются:
- три теплоэлектроцентрали филиала ОАО "ТГК-5" Удмуртский (ОАО "Территориальная генерирующая компания № 5" создано в ходе реформирования энергетической отрасли и объединяет генерирующие мощности Кировской области, Удмуртской и Чувашской республик, Республики Марий Эл);
- две станции промышленных предприятий: ОАО "Воткинский завод" и ОАО "Чепецкий механический завод";
- мини-ТЭЦ МУП "Горкоммунтеплосеть" в г. Ижевске (4,5 МВт);
- ТЭС ООО "Автокотельная" в г. Ижевске (6,5 МВт).
Установленная мощность генерирующих источников, находящихся в оперативной зоне управления Филиала "СО ЕЭС" ОДУ Урала, на 01.01.2014 составила 572,6 МВт, нагрузка электростанций в час прохождения собственного максимума нагрузки - 463,8 МВт.
Электропотребление на территории Удмуртской Республики в 2013 году составило 9396,7 млн. кВт.ч.
Электростанции Удмуртской энергосистемы выработали 2876,4 млн. кВт.ч, что на 33,18 млн. кВт.ч ниже, чем в 2012 году.
Удмуртская энергосистема приняла в 2013 году из соседних энергосистем 6520,3 млн. кВт.ч электроэнергии, что на 86,1 млн. кВт.ч больше, чем в 2012 году.
Поставщиками услуг по передаче электроэнергии и технологическому присоединению к электросетям Удмуртской энергосистемы являются сетевые компании, действующие на территории Удмуртской Республики:
- Пермское предприятие МЭС Урала - филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - электрические сети 220 - 500 кВ;
- филиал "Удмуртэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" - распределительная сетевая компания - электрические сети 0,4 - 220 кВ;
- ООО "Электрические сети Удмуртии", МУП г. Ижевска "ИЭС", МУП "ВГЭС" г. Воткинска, МУП ЖКХ г. Можги - электрические сети 0,4 - 10 кВ.
Сетевые компании отвечают за перераспределение и транспорт электрической энергии в Удмуртской Республике, надежное функционирование и развитие электросетевого хозяйства.
Общая протяженность линий электропередачи на территории Удмуртской Республики на конец 2013 г. составила 24489,7 км, в том числе протяженность ВЛ 500 кВ - 410,033 км, ВЛ 220 кВ - 1272,44 км.
Электросетевая компания "Удмуртэнерго" является филиалом открытого акционерного общества "Межрегиональная распределительная сетевая компания Центра и Приволжья" - единой операционной компании с центром ответственности в г. Нижний Новгород, являющейся основным поставщиком услуг по передаче электроэнергии и технологическому присоединению к электросетям во Владимирской, Ивановской, Калужской, Кировской, Нижегородской, Рязанской, Тульской областях, а также в Республике Марий Эл и Удмуртской Республике.
Филиал "Удмуртэнерго" обеспечивает электроснабжение 25 районов Удмуртской Республики. В структуре полезного отпуска электроэнергии филиала предприятия нефтедобычи, машиностроения, металлургии, деревообрабатывающей и химической промышленности, железнодорожный транспорт, сельское хозяйство, строительные компании и предприятия ЖКХ, население и объекты социальной сферы.
В 2013 году на территории Удмуртской Республики работали следующие субъекты оптового рынка электроэнергии и мощности:
- ОАО "Удмуртская энергосбытовая компания", ООО "РН-энерго", ООО "Белкамконтракт", ООО "Русэнергосбыт", ООО "Мечел-Энерго", ОАО "ТГК-5", ООО "Русэнергоресурс", ОАО "Объединенная Автомобильная группа", ООО "ЕЭС. Гарант", ОАО "Оборонэнергосбыт", ОАО "Мосгорэнерго".

2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии
в Удмуртской Республике и структура электропотребления

Отчет 2013 года. В 2013 г. электропотребление энергосистемы Удмуртской Республики составило 9,3967 кВт.ч млрд. кВт.ч, а собственный максимум электрической нагрузки потребителей - 1515 МВт при числе часов использования - 6202 часа в год (данные филиала ОАО "СО ЕЭС" - ОДУ Урала и филиала ОАО "СО ЕЭС" Удмуртского РДУ).
Отчетная динамика электропотребления в 1990 - 2012 годах. В 1990 г. электропотребление энергосистемы Удмуртской Республики составило 8,861 млрд. кВт.ч, а собственный максимум электрической нагрузки - 1601 МВт при числе часов использования 5534 часа в год. Уровень электропотребления 1990 г. достигнут в энергосистеме в 2011 г. По итогам 2012 г. электропотребление энергосистемы Удмуртской Республики было выше уровня 1990 г. на 5,0%, или на 0,483 млрд. кВт.ч, а собственный максимум электрической нагрузки в 2012 г. был ниже уровня 1990 г. на 24 МВт. Для сравнения в ОЭС Урала по итогам 2012 г. спрос на электроэнергию составил 256,9 млрд. кВт.ч, что на 0,8%, или на 2,1 млрд. кВт.ч ниже уровня 1990 г.
В 1998 г. в энергосистеме Удмуртской Республики отмечался минимальный уровень электропотребления периода 1990 - 2012 гг. величиной 6,546 млрд. кВт.ч (рисунок 2.2.1, таблица 2.2.1).

Рисунок 2.2.1. Электропотребление энергосистемы
Удмуртской Республики в 1990 - 2012 гг.

Рисунок не приводится.

С точки зрения тенденций в спросе на электроэнергию и электрическую мощность в энергосистеме Удмуртской Республики, ОЭС Урала и ЕЭС России рассматриваемый отчетный период делится на три этапа:
- 1990 - 1998 гг. - период снижения спроса в связи с падением производства и уровня жизни в условиях внутреннего экономического кризиса;
- 1998 - 2004 гг. - период восстановления спроса при возврате в производство простаивающих технологических мощностей промышленности и соответствующем росте уровня жизни;
- 2004 - 2012 гг. - период роста потребления электроэнергии и электрической мощности в промышленности в условиях интеграции в мировое экономическое пространство (новые инвестиционные условия, зависимость от мировых цен на экспортируемую продукцию) и финансового кризиса 2008 - 2009 гг.
В таблице 2.2.1 приводятся среднегодовые темпы роста и снижения электропотребления энергосистемы Удмуртской Республики в сравнении с ОЭС Урала и Российской Федерацией в целом по указанным трем этапам.

Таблица 2.2.1. Среднегодовые темпы роста и снижения
электропотребления в Удмуртской энергосистеме, ОЭС Урала
и Российской Федерации в период 1990 - 2012 годов

Наименование
Среднегодовые темпы роста (+), снижения (-) электропотребления в период, %
1990 - 1998 гг.
1998 - 2004 гг.
2004 - 2012 гг.
Энергосистема Удмуртской Республики
-3,8
2,5
2,6
ОЭС Урала
-4,2
3,0
1,8
Российская Федерация (с учетом изолированных систем)
-3,6
2,2
1,5

В 1990 - 1998 гг. среднегодовые темпы снижения электропотребления в энергосистеме Удмуртской Республики (-3,8%) были выше, чем по России в целом (-3,6%), но меньше, чем в среднем по ОЭС Урала (-4,2%).
В 1998 - 2004 гг. среднегодовые темпы восстановления электропотребления в энергосистеме Удмуртской Республики (2,5%) были выше, чем по России в целом (2,2%), но отставали от ОЭС Урала (3,0%).
В 2004 - 2012 гг. среднегодовые темпы роста электропотребления в энергосистеме Удмуртской Республики (2,6%) были существенно выше, чем по России (1,5%) и ОЭС Урала в целом (1,8%).
Ежегодные темпы роста и снижения электропотребления энергосистемы Удмуртской Республики и ОЭС Урала в период 1990 - 2012 гг. показаны в таблице 2.2.2.

Таблица 2.2.2. Динамика электропотребления энергосистемы
Удмуртской Республики и ОЭС Урала в период 1990 - 2013 годов

Годы
Электропотребление, млрд. кВт.ч
Энергосистема Удмуртской Республики
ОЭС Урала
Электропотребление, млрд. кВт.ч
Прирост (+), снижение (-) электропотребления за год, млрд. кВт.ч
Темпы роста (+), снижения (-) электропотребления, %
Доля в ОЭС Урала, %
Электропотребление, млрд. кВт.ч
Прирост (+), снижение (-) электропотребления за год, млрд. кВт.ч
Темпы роста (+), снижения (-) электропотребления, %
1990
8,9
-
-
3,4
259,0
-
-
1991
8,9
0,0
-0,1
3,5
251,3
-7,7
-3,0
1992
8,4
-0,4
-5,0
3,6
235,6
-15,7
-6,2
1993
7,8
-0,6
-6,7
3,6
219,6
-16,0
-6,8
1994
7,2
-0,6
-7,9
3,7
196,3
-23,2
-10,6
1995
7,0
-0,3
-3,8
3,6
193,5
-2,9
-1,5
1996
6,7
-0,2
-3,0
3,5
190,1
-3,3
-1,7
1997
6,8
0,0
0,4
3,6
188,9
-1,2
-0,6
1998
6,5
-0,2
-3,3
3,5
186,0
-2,9
-1,5
1999
6,7
0,1
1,9
3,5
191,8
5,8
3,1
2000
7,0
0,3
4,5
3,5
201,8
10,0
5,2
2001
7,1
0,2
2,3
3,5
204,4
2,6
1,3
2002
7,2
0,1
1,0
3,5
205,4
1,0
0,5
2003
7,3
0,1
1,8
3,4
213,3
7,9
3,8
2004
7,6
0,3
3,7
3,4
222,8
9,5
4,5
2005
7,8
0,2
2,9
3,4
228,1
5,4
2,4
2006
8,2
0,3
4,3
3,4
241,7
13,6
6,0
2007
8,6
0,5
6,0
3,5
251,0
7,0
2,9
2008
8,8
0,2
1,9
3,5
253,6
2,3
0,9
2009
8,4
-0,5
-5,1
3,5
239,3
-11,7
-4,6
2010
8,6
0,3
3,3
3,5
248,7
9,4
3,9
2011
9,1
0,5
5,5
3,6
254,6
5,9
2,4
2012
9,3
0,2
2,5
3,6
256,9
2,3
0,9
2013
9,4







В отчетный период 2008 - 2012 гг. (таблица 2.2.2) относительный рост электропотребления энергосистемы Удмуртской Республики составил 6,1% и был в два и более раза выше, чем по РФ (3,1%) и ОЭС Урала в целом (2,4%).
В 2009 г. в энергосистеме Удмуртской Республики (как и по ЕЭС России, и ОЭС Урала в целом) отмечалось кризисное снижение электропотребления (рисунок 2.2.2). При этом, в среднем по ОЭС Урала электропотребление снизилось на 4,6%, а в энергосистеме Удмуртской Республики - на 5,1%.

Рисунок 2.2.2. Электропотребление энергосистем
Удмуртской Республики и ОЭС Урала в целом
в 2008 - 2012 годах

Рисунок не приводится.

Децентрализованный сектор электроснабжения. В отчетной форме "Э-3" Росстата ("Электробаланс") содержатся данные о суммарной величине электропотребления каждого субъекта Российской Федерации (в том числе Удмуртской Республики), включая потребителей централизованного и децентрализованного секторов электроснабжения. Отчетные данные филиала ОАО "СО ЕЭС" ОДУ Урала дают представление об электропотреблении энергосистемы Удмуртской Республики (централизованный сектор). Разница электропотребления по указанным источникам должна дать представление об электропотреблении в децентрализованном секторе электроснабжения Удмуртской Республики.
Из данных таблицы 2.2.3 следует, что в период 1996 - 2005 гг. разница в электропотреблении Удмуртской Республики, по данным Росстата и филиала ОАО "СО ЕЭС" ОДУ Урала, была относительно стабильной и составляла 0,140 - 0,225 млрд. кВт.ч, логически соответствуя определению электропотребления в децентрализованном секторе электроснабжения.
В период 2007 - 2011 гг. (таблица 2.2.3) отчетное электропотребление централизованного сектора электроснабжения Удмуртской Республики (данные филиала ОАО "СО ЕЭС" - ОДУ Урала) было выше ее суммарного электропотребления (данные Росстата).
Этот факт можно объяснить усложнением расчетов по форме "Э-3" Росстата в связи с ростом числа компаний по выработке, передаче и распределению электроэнергии, в том числе имеющих головные организации за пределами рассматриваемого субъекта РФ.

Таблица 2.2.3. Электропотребление Удмуртской Республики
по данным Росстата и энергосистемы Удмуртской Республики
по данным филиала ОАО "СО ЕЭС" ОДУ Урала
за 1996 - 2011 годы

Годы
Электропотребление по имеющимся источникам данных, млрд. кВт.ч
Филиал ОАО "СО ЕЭС" ОДУ Урала
Росстат (отчетная форма "Э-3" - "Электробаланс")
Небаланс данных
1996
6,742
6,967
0,225
1997
6,769
6,959
0,190
1998
6,546
6,752
0,206
1999
6,671
6,835
0,164
2000
6,969
7,178
0,209
2001
7,130
7,307
0,178
2002
7,200
7,379
0,179
2003
7,329
7,468
0,140
2004
7,602
7,822
0,220
2005
7,822
8,009
0,187
2006
8,155
8,220
0,065
2007
8,642
8,565
-0,077
2008
8,809
8,706
-0,103
2009
8,358
8,257
-0,101
2010
8,637
8,515
-0,122
2011
9,114
8,791
-0,323
2012
9,344


2013
9,397



Отраслевая структура электропотребления Удмуртской Республики в 1990 - 2004 гг. В 1990 - 1998 гг. в структуре электропотребления Удмуртской Республики произошли следующие основные изменения (рисунок 2.2.3): снизилась доля промышленности (с 45% до 34%) и магистрального транспорта (с 12% до 9%) при соответствующем росте долей коммунально-бытового хозяйства и сельскохозяйственного производства (данные отчетной формы Росстата "Баланс электроэнергии Удмуртской Республики" (форма "Э-3") - единственного источника анализа отраслевой структуры электропотребления территории).

Рисунок 2.2.3. Структура электропотребления
Удмуртской Республики в 1990, 1998 и 2004 годах
по основным отраслям хозяйственного комплекса

Рисунок не приводится.

К 2004 г. структура электропотребления Удмуртской Республики фактически вернулась к исходному состоянию (за исключением сельскохозяйственного производства).
Структура электропотребления по видам экономической деятельности за 2010 - 2011 гг. В таблице 2.2.4 показана структура электропотребления Удмуртской Республики по видам экономической деятельности за 2010 - 2011 гг. (данные измененной с 2005 г. формы "Э-3" - "Электробаланс" Росстата). Готовность указанной формы за 2012 г. предусмотрена во второй половине 2013 г.

Таблица 2.2.4. Структура электропотребления
Удмуртской Республики по видам экономической
деятельности в 2010 - 2011 годах

Виды экономической деятельности
Электропотребление по данным Росстата
2010 г.
2011 г.
млн. кВт.ч
%
млн. кВт.ч
%
Удмуртская Республика, всего
8514,9
100,0
8791,2
100,0
в том числе:
Добыча полезных ископаемых
1765,8
20,7
1851,2
21,1
Обрабатывающее производство
1884,8
22,1
1889
21,5
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды
891,5
10,5
877,3
10,0
из него собственные нужды электростанций
286,2
3,4
282,2
3,2
Строительство
85,7
1,0
87,2
1,0
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
269,3
3,2
240,5
2,7
Транспорт и связь
999,4
11,7
1025,3
11,7
Представление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг
43,8
0,5
45,1
0,5
Прочие виды экономической деятельности
1282,3
15,1
1480,6
16,8
Потреблено населением, всего
891,8
10,5
896,3
10,2
Потери в электросетях общего пользования
400,5
4,7
398,7
4,5

В 2010 - 2011 гг. структура электропотребления Удмуртской Республики по видам экономической деятельности характеризовалась относительной стабильностью и высокой долей электропотребления добывающих и обрабатывающих производств промышленности (42,8 - 42,6%).

2.3. Основные крупные потребители
электрической энергии в Удмуртской Республике

В таблице 2.3.1 представлены основные потребители электроэнергии и электрической мощности в Удмуртской Республике. Данные приводятся в соответствии с опросными листами после устранения разночтений в них. Отчетные данные за 2012 г. отсутствуют.

Таблица 2.3.1. Электрическая нагрузка и электропотребление
основных потребителей электроэнергии и электрической
мощности в Удмуртской Республике в 2010 - 2011 годах
с учетом отраслевой принадлежности

Потребители по зонам деятельности предприятий электрических сетей
Отраслевая принадлежность
Электрическая нагрузка, МВт
Электропотребление, млн. кВт.ч
2010 г.
2011 г.
2010 г.
2011 г.
Глазовские электрические сети
ОАО "Чепецкий механический завод", всего (с учетом собственных нужд электростанции)
Атомная промышленность
70
67
436
408
ОАО "Русэнергосбыт"
Магистральный железнодорожный транспорт
39
41
239
254
ОАО "Удмуртнефть"
Нефтедобыча
28
30
229
246
ООО "Русэнергоресурс" (ОАО "СМЗН")
Магистральные нефтепроводы
17
16
82
80
ОАО "Белкамнефть"
Нефтедобыча
3
3
21
24
ОАО "Удмуртский завод строительных материалов"
Производство стройматериалов
2
2
9
9
ОАО "Химмаш"
Машиностроение
2
2
7
7
Центральные электрические сети
ОАО "Удмуртнефть"
Нефтедобыча
85
89
685
736
ОАО "Ижсталь"
Черная металлургия
62
90
319
459
ФГУП "Ижевский механический завод"
Машиностроение и металлообработка (ВПК)
22
22
87
87
ОАО "Воткинский завод"
Машиностроение и металлообработка (ВПК)
20
21
99
105
ОАО "Иж-Авто"
Машиностроение
19
22
55
95
ОАО "Буммаш"
Машиностроение
15
17
89
88
ОАО "ИЭМЗ" Купол"
Машиностроение и металлообработка (ВПК)
8
8
24
24
ОАО "Белкамнефть"
Нефтедобыча
7
7
52
59
ОАО "ИРЗ"
Приборостроительное предприятие ракетно-космического комплекса России
7
7
22
23
ОАО "Нефтемаш"
Машиностроение
6
5
24
24
ООО "Русэнергоресурс" (ОАО "СМЗН")
Магистральные нефтепроводы
6
6
30
29
ОАО НИТИ "Прогресс"
Разработка технологий электронно-лучевой и аргонно-дуговой сварки
4
4
14
15
ОАО "Ижевский завод пластмасс"
Нефтехимия
3
3
16
17
ОАО "Русэнергосбыт"
Магистральный железнодорожный транспорт
1
1
3
4
Южные электрические сети
ОАО "Белкамнефть"
Нефтедобыча
78
88
615
708
ОАО "Русэнергосбыт"
Магистральный железнодорожный транспорт
70
72
434
449
ОАО "Удмуртнефть"
Нефтедобыча
18
19
145
156
ОАО "Сарапульский электрогенераторный завод"
Электротехническая промышленность
10
10
38
39
ОАО "Свет"
Стекольная промышленность
7
6
50
44
ОАО "Элеконд"
Разработка и производство алюминиевых, танталовых, ниобиевых конденсаторов, а также некоторых автокомпонентов
4
4
13
13
ОАО "Сарапульский радиозавод"
Машиностроение
4
4
14
14
ООО "Русэнергоресурс" (ОАО "СМЗН")
Магистральные нефтепроводы
3
4
17
18
ОАО "Камбарский машзавод"
Машиностроение
1
1
3
3

Наиболее крупные потребители: ОАО "Русэнергосбыт" (магистральный железнодорожный транспорт), ОАО "Удмуртнефть", ОАО "Белкамнефть", ОАО "Ижсталь", ОАО "Чепецкий механический завод" с суммарной потребностью в электрической мощности порядка 460 - 510 МВт и - в электроэнергии - 3,2 - 3,5 млрд. кВт.ч в 2010 - 2011 гг. определяли 31 - 35% спроса на электрическую мощность и 37 - 38% спроса на электроэнергию.

2.4. Отчетное потребление электроэнергии
и электрической мощности в основных энергорайонах
энергосистемы Удмуртской Республики

В настоящей работе территориальная дифференциация отчетного спроса на электроэнергию энергосистемы Удмуртской Республики выполнена в границах ответственности трех производственных объединений (ПО) филиала "Удмуртэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья":
- Глазовских электрических сетей;
- Центральных (с Ижевскими городскими) электрических сетей;
- Южных электрических сетей.
Расчеты отчетного электропотребления в границах ответственности производственных объединений выполнены на базе следующих отчетных форм:
- "Развернутых балансов электрической энергии по предприятиям электрических сетей филиала "Удмуртэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья";
- "Балансов электроэнергии Удмуртской энергосистемы" филиала ОАО "СО ЕЭС" - ОДУ Урала.
Полученные из указанных отчетных форм суммарные величины электропотребления в границах ответственности производственных объединений энергосистемы Удмуртской Республики (таблица 2.4.1) учитывают следующие данные:
- полезный отпуск электроэнергии в сетях филиала "Удмуртэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья";
- потери электроэнергии в сетях филиала "Удмуртэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья";
- потери в сети ЕНЭС;
- потребление от промышленных ТЭС;
- полезный отпуск электроэнергии по объектам "последней мили" с прямыми договорами на поставки с ОАО "ФСК ЕЭС";
- полезный отпуск с шин Ижевской ТЭЦ-1, Ижевской ТЭЦ-2 и Сарапульской ТЭЦ по электрическим линиям, отходящим непосредственно к потребителям;
- собственные нужды электростанций.
Отчетные данные по потреблению электрической мощности в границах ответственности производственных объединений предоставлены для работы филиалом ОАО "СО ЕЭС" Удмуртским РДУ.

Таблица 2.4.1. Электропотребление и максимумы электрической
нагрузки потребителей энергосистемы Удмуртской Республики
в границах ответственности производственных объединений
в 2009 - 2013 годах

Наименование
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013
Электропотребление, млн. кВт.ч
Энергосистема Удмуртской Республики
8358
8637
9114
9344
9397
в том числе:
Глазовские электрические сети
1740
1784
1794
1843
1853
Центральные электрические сети
4103
4191
4514
4595
4623
Южные электрические сети
2515
2662
2806
2906
2921
Электрическая нагрузка, МВт
Энергосистема Удмуртской Республики
1481
1475
1469
1577
1515
в том числе:
Глазовские электрические сети
286
274
280
299
288
Центральные электрические сети
771
761
768
820
788
Южные электрические сети
424
440
421
458
439
Число часов, час в год
Энергосистема Удмуртской Республики
5643
5856
6204
5925
6203
Глазовские электрические сети
6083
6511
6405
6164
6434
Центральные электрические сети
5322
5507
5878
5604
5866
Южные электрические сети
5932
6050
6665
6347
6653

В период 2009 - 2013 гг. прирост потребления электрической мощности в энергосистеме Удмуртской Республики определяли Южные электрические сети (нефтедобыча, магистральный транспорт) - 56,6%, а рост электропотребления - Центральные электрические сети (черная металлургия, магистральный транспорт, комбыт) - 50,8% от общего прироста (таблица 2.4.2).

Таблица 2.4.2. Прирост потребности в электроэнергии
и электрической мощности в границах ответственности
производственных объединений энергосистемы
Удмуртской Республики за 2008 - 2012 годы

Производственные объединения
Электрическая нагрузка
Прирост за 2008 - 2012 гг., МВт
Доля в общем приросте, %
Энергосистема Удмуртской Республики
132
100,0
в том числе:
Глазовские электрические сети
21
15,9
Центральные электрические сети
67
50,8
Южные электрические сети
44
33,3
Производственные объединения
Электропотребление
Прирост за 2008 - 2012 гг., млн. кВт.ч
Доля в общем приросте, %
Энергосистема Удмуртской Республики
535
100,0
в том числе:
Глазовские электрические сети
45
8,4
Центральные электрические сети
187
35,0
Южные электрические сети
303
56,6

В рассматриваемый отчетный период 2008 - 2012 годов (таблица 2.4.3, рисунок 2.4.1) структура электропотребления энергосистемы Удмуртской Республики по предприятиям электрических сетей оставалась стабильной с преобладанием долей Центральных и Южных электрических сетей (вместе 80%).

Таблица 2.4.3. Территориальная структура электропотребления
энергосистемы Удмуртской Республики в 2009 - 2013 годах
в границах ответственности производственных объединений

Производственные объединения
Электропотребление по годам, %
2009
2010
2011
2012
2013
Энергосистема Удмуртской Республики
100
100
100
100
100
в том числе:
Глазовские электрические сети
21
21
20
20
20
Центральные электрические сети
49
49
50
49
49
Южные электрические сети
30
30
30
31
31

Рисунок 2.4.1. Структура электропотребления энергосистемы
Удмуртской Республики по предприятиям электрических сетей
в 2008 и 2012 годах

Рисунок не приводится.

Более детальная территориальная дифференциация отчетного спроса на электрическую мощность энергосистемы Удмуртской Республики выполнена также по семи энергоузлам (Глазовскому, Ижевскому, Можгинскому, Воткинскому, Сарапульскому, Садовому и Закамскому).
Отчетное потребление электрической мощности указанных энергоузлов в собственный максимум электрической нагрузки потребителей энергосистемы Удмуртской Республики за 2008 - 2012 гг. представлено в таблице 2.4.4 в соответствии с данными филиала ОАО "СО ЕЭС" Удмуртского РДУ.

Таблица 2.4.4. Отчетная потребность в электрической
мощности по энергоузлам в собственный максимум
электрической нагрузки энергосистемы Удмуртской Республики
за 2009 - 2013 годы

Энергоузлы
Электрическая нагрузка по годам, МВт
2009
2010
2011
2012
2013
Энергосистема Удмуртской Республики
1480
1475
1469
1577
1515
в том числе энергоузлы:
Ижевский
655
680
562
610
590
Можгинский
139
142
152
153
140
Воткинский
194
191
196
224
213
Сарапульский
227
218
192
215
220
Глазовский
265
244
242
244
240
Садовый
-
-
90
92
82
Закамский
-
-
35
39
30
Примечание. До 2011 г. нагрузка Садового энергоузла входила в Ижевский, а Закамского - в Сарапульский энергоузлы

В рассматриваемый отчетный период в структуре потребления электрической мощности энергосистемы Удмуртской Республики по энергоузлам произошли следующие изменения:
- на 2,2% снизилась доля Ижевского (с учетом Садового) энергоузла;
- на 2,3% выросла доля Воткинского энергоузла;
- на 1,0% выросла доля Сарапульского (с учетом Закамского) энергоузла в нагрузке энергосистемы (таблица 2.4.5).

Таблица 2.4.5. Структура потребления электрической мощности
энергосистемы Удмуртской Республики по энергоузлам
в период 2009 - 2013 годов

Энергоузлы
Электрическая нагрузка, %
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013
Энергосистема Удмуртской Республики, всего
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
в том числе энергоузлы:
Ижевский
44,3
46,1
38,3
38,7
38,94
Можгинский
9,4
9,6
10,3
9,7
9,24
Воткинский
13,1
12,9
13,3
14,2
14,06
Сарапульский
15,3
14,8
13,1
13,6
14,52
Глазовский
17,9
16,5
16,5
15,5
15,84
Садовый
-
-
6,1
5,8
5,41
Закамский
-
-
2,4
2,5
1,99
Примечание. До 2011 г. нагрузка Садового энергоузла входила в Ижевский, а Закамского - в Сарапульский энергоузлы

Суммарный прирост потребности в электрической мощности по энергосистеме Удмуртской Республики составил в 2009 - 2013 гг. 35 МВт.

Таблица 2.4.6. Прирост потребности в электрической мощности
по энергоузлам энергосистемы Удмуртской Республики
за 2009 - 2013 годы

Энергоузлы
Прирост потребности в электрической мощности за 2009 - 2013 гг., МВт
Доля в приросте, %
Энергосистема Удмуртской Республики
35
100,0
в том числе энергоузлы:
Ижевский (с учетом Садового)
17
48,57
Можгинский
1
2,85
Воткинский
19
54,29
Сарапульский (с учетом Закамского)
23
65,71
Глазовский
-25
-71,42

2.5. Отчетная динамика максимумов электрической нагрузки
энергосистемы Удмуртской Республики

За отчетный период 2009 - 2013 гг. (таблица 2.5.1, рисунок 2.5.1) максимум электрической нагрузки энергосистемы Удмуртской Республики вырос на 35 МВт, или 2,36%.

Таблица 2.5.1. Электропотребление и максимумы электрической
нагрузки потребителей энергосистемы Удмуртской Республики
в 2009 - 2013 годах

Энергосистемы, показатели
Годы
2009
2010
2011
2012
2013
Собственный максимум электрической нагрузки потребителей, МВт
1480
1475
1469
1577
1515
Число часов использования собственного максимума электрической нагрузки потребителей, часов в год
5643
5855
6204
5925
6203

В максимум электрической нагрузки потребителей энергосистемы Удмуртской Республики 2009 г. отмечалась наиболее низкая (-29 град. C) среднесуточная температура наружного воздуха за рассматриваемый отчетный период. Это объясняет особенный рост нагрузки для нужд отопления, который с избытком компенсировал (рисунок 2.5.1) ее кризисное снижение в производстве, о чем свидетельствует динамика электропотребления за этот период (таблица 2.2.2).

Рисунок 2.5.1. Собственный максимум электрической нагрузки
потребителей энергосистемы Удмуртской Республики
в 2008 - 2012 годах

Рисунок не приводится.

Максимум электрической нагрузки потребителей энергосистемы Удмуртской Республики 2013 г. был ниже максимума 2012 г. на 62 МВт. В 2012 г. рост потребления электрической мощности отмечался в нефтедобыче, по магистральному железнодорожному транспорту, а также у населения и в сфере услуг (последнее - из-за понижения среднесуточной температуры наружного воздуха до -20 град. C). Основной рост нагрузки отмечался по населению (жилой сектор) и в сфере услуг (общественный сектор комбыта).
Продолжительность использования собственного максимума электрической нагрузки потребителей Удмуртской энергосистемы в период 2009 - 2013 гг. составляла от 5643 до 6202 часов в год. Наименьшее число часов использования собственного максимума электрической нагрузки 5640 - 5920 часов в год отмечалось в 2009 - 2010 гг. и в 2012 г. при особенно низкой температуре наружного воздуха.

2.6. Структура установленной электрической мощности
электростанций на территории Удмуртской Республики

Удмуртская энергосистема обеспечивает электроснабжение потребителей, находящихся на территории Удмуртской Республики, и является одной из девяти региональных энергосистем, входящих в операционную зону филиала ОАО "СО ЕЭС" ОДУ Урала.
В таблице 2.6.1 приводятся основные показатели работы ОЭС Урала и Удмуртской энергосистемы за отчетные 2011 г. и 2012 г.

Таблица 2.6.1. Основные показатели работы ОЭС Урала
и Удмуртской энергосистемы за 2011 г. и 2012 г.

Наименование
Установленная мощность электростанций на 01.01.2012/01.01.2013, МВт
Собственный максимум электрической нагрузки, МВт
Выработка электроэнергии, млрд. кВт.ч
Потребление электроэнергии, млрд. кВт.ч
ОЭС Урала
45630,94 / 46239,9 8
36087,2 / 37056
255,8 / 259,0
254,6 / 256,9
Удмуртская энергосистема
575,1 / 566,1 <*>)
1468,8 / 1576,5
2,85 / 2,91 <*>)
9,11 / 9,34
Удмуртская энергосистема, в процентах от показателей ОЭС Урала
12,6 / 12,4
4,0 / 4,2
1,1 / 1,1
3,6 / 3,6
Примечания. <*>) Суммарная установленная электрическая мощность электростанций Удмуртской энергосистемы и выработка электроэнергии приведены с учетом станций промышленных предприятий; в числителе приводятся показатели за 2011 г., в знаменателе - за 2012 г.

Суммарная установленная электрическая мощность электростанций Удмуртской энергосистемы с учетом станций промышленных предприятий на 01.01.2014 составила 572,6 МВт.
Покрытие электрической нагрузки потребителей Удмуртской энергосистемы осуществляется от:
- трех теплоэлектроцентралей, принадлежащих филиалу ОАО "ТГК-5" "Удмуртский", который входит в состав дивизиона "Генерация Урала" ЗАО "КЭС";
- двух станций промышленных предприятий (теплоэлектроцентралей, принадлежащих ОАО "Воткинский завод" и ОАО "Чепецкий механический завод").
Суммарная установленная электрическая мощность электростанций филиала ОАО "ТГК-5" "Удмуртский" на 01.01.2014 составила 460,7 МВт, в том числе Ижевская ТЭЦ-1 (60 МВт), Ижевская ТЭЦ-2 (390 МВт) и Сарапульская ТЭЦ (10,7 МВт).
Суммарная установленная электрическая мощность станций промышленных предприятий на 01.01.2014 составила 105,4 МВт, в том числе Воткинская ТЭЦ (16 МВт), Глазовская ТЭЦ (89,4 МВт), ТЭС ООО "Автокотельная" (6,5 МВт).
В диспетчерском отношении указанные электростанции, кроме ТЭС ООО "Автокотельная", подчиняются филиалу ОАО "СО ЕЭС" ОДУ Урала.
Кроме перечисленных электростанций на территории Удмуртской Республики работают электростанции небольшой мощности, функционирующие вне зоны оперативного управления ОДУ Урала, которые в годовых отчетах Филиала ОАО "СО ЕЭС" ОДУ Урала не учитываются.
В г. Ижевске на котельной по улице Дружбы, д. 3, введены в работу в 2006 г. газопоршневая мини-ТЭЦ мощностью 4,5 МВт, принадлежащая "Горкоммунтеплосеть" (мини-ТЭЦ "Дружба"), и в 2013 г. ТЭС ООО "Автокотельная" в г. Ижевске (6,5 МВт).
С учетом мини-ТЭЦ "Дружба" и ТЭС ООО "Автокотельная" суммарная установленная электрическая мощность электростанций Удмуртской энергосистемы составляет 577,1 МВт.
В период 2009 - 2013 гг. на электростанциях филиала ОАО "ТГК-5" "Удмуртский" вводов генерирующей мощности не было.
В указанный период изменение установленной мощности на электростанциях филиала ОАО "ТГК-5" "Удмуртский" происходило за счет перемаркировки турбоагрегата ст. № 1 ПР-6-29 с уменьшением мощности на 1,3 МВт и вывода из эксплуатации турбоагрегата ст. № 5 ПТ-9/15-35 (2010 г.) и ст. № 6 ПТ-9/15-35 (2013 г.) на Ижевской ТЭЦ-1.
В структуре генерирующих мощностей Удмуртской энергосистемы стопроцентную долю составляют теплоэлектроцентрали (таблица 2.6.2).

Таблица 2.6.2. Структура установленной генерирующей
мощности на территории Удмуртской энергосистемы

Удмуртская энергосистема
Установленная мощность, МВт
Структура, %
Всего
577,1
100
В том числе ТЭЦ
577,1
100

2.7. Состав существующих электростанций

В разделе приводится краткая характеристика электростанций Удмуртской энергосистемы.

Ижевская ТЭЦ-1
Ввод первого энергоблока на Ижевской ТЭЦ-1 осуществлен в 1934 году, последнего - в 1989 году. На Ижевской ТЭЦ-1 эксплуатируется пять турбоагрегатов единичной мощностью 12 МВт. В 2003 году турбоагрегат ст. № 6 (ПТ-12-35 производства "Инвест", Чехословакия) был перемаркирован с уменьшением единичной мощности до 9 МВт. Он был введен в эксплуатацию в 1958 г., является наиболее изношенным и подлежит замене. С 1 марта 2010 года по неудовлетворительному техническому состоянию выведен из работы турбоагрегат ст. № 5 АПТ-9 (производства "Инвест", Чехословакия), который эксплуатировался с 1957 г. Также отработала парковый ресурс турбина ст. № 2. В период с 1985 по 1989 гг. турбоагрегаты ст. № 1, 2, 3, 4 установлены вместо демонтированных и отслуживших свой срок турбин и находятся в удовлетворительном состоянии.
Ижевская ТЭЦ-1 входит в состав филиала ОАО "ТГК-5" "Удмуртский". Установленная электрическая мощность Ижевской ТЭЦ-1 на 01.01.2014 составила 60 МВт.
В отчетные 2011 г. и 2012 г. на Ижевской ТЭЦ-1 было выработано 352,6 и 332,2 млн. кВт.ч электроэнергии соответственно, что составило 14,4% и 13,6% от общего производства электроэнергии электростанциями филиала ОАО "ТГК-5" "Удмуртский", 12,3% и 11,4% от суммарной выработки электроэнергии в целом по Удмуртской энергосистеме.
В настоящее время Ижевская ТЭЦ-1 является основным источником электроснабжения и теплоснабжения крупных промышленных предприятий г. Ижевска, также обеспечивает теплом и горячей водой треть жилищно-коммунального сектора г. Ижевска.

Ижевская ТЭЦ-2
Строительство Ижевской ТЭЦ-2 началось в 1971 году. Первый водогрейный котел был растоплен 25 сентября 1975 года, в конце этого же года была подключена теплотрасса. В 1977 году пущен в эксплуатацию первый энергоблок и Ижевская ТЭЦ-2 была включена в Единую энергосистему страны, в 1982 году завершено строительство ее первой очереди. В начале девяностых годов началось строительство первой очереди расширения Ижевской ТЭЦ-2. В 1992 - 1993 гг. были введены три водогрейных котла (3 x КВГМ-180) суммарной теплопроизводительностью 540 Гкал/ч.
В состав основного энергетического оборудования входят паровые котлы 4 x ТП-87 производительностью 420 т/час каждый, водогрейные котлы 2 x ПТВМ-180 производительностью 180 Гкал/час каждый и 3 x КВГМ-180 производительностью 180 Гкал/час каждый.
На Ижевской ТЭЦ-2 установлено четыре турбоагрегата (1 x ПТ-60, 1 x Т-100 и 2 x Т-110). После перемаркировки установленная мощность турбины Т-100 (ст. № 2) составила 110 МВт.
Ижевская ТЭЦ-2 входит в состав филиала ОАО "ТГК-5" "Удмуртский". В настоящее время это самая крупная электростанция на территории Удмуртской Республики.
Установленная электрическая мощность Ижевской ТЭЦ-2 на 01.01.2014 составила 390 МВт.
В отчетные 2011 г. и 2012 г. на Ижевской ТЭЦ-2 было выработано 2024,3 и 2044,1 млн. кВт.ч электроэнергии соответственно, что составило 82,8% и 83,8% от общего производства электроэнергии электростанциями филиала ОАО "ТГК-5" "Удмуртский", 70,5% и 70,2% от суммарной выработки электроэнергии в целом по Удмуртской энергосистеме.

Сарапульская ТЭЦ
Основное оборудование Сарапульской ТЭЦ вводилось в эксплуатацию в шестидесятые годы XX века. На электростанции находятся два турбоагрегата типа ПР-6-35 и четыре паровых котлов суммарной паропроизводительностью 180 т/ч. Котельные агрегаты ст. № 3, 4, 5 отработали свой парковый ресурс. Турбоагрегат ст. № 2 был введен в 1994 году взамен устаревшего. В 1997 году турбоагрегат ст. № 3 мощностью 6 МВт был демонтирован. В декабре 2009 года турбоагрегат ст. № 1 (ПР-6-35/15/5) перемаркирован с уменьшением установленной мощности с 6 до 4,7 МВт.
Сарапульская ТЭЦ входит в состав филиала ОАО "ТГК-5" "Удмуртский".
Установленная электрическая мощность Сарапульской ТЭЦ на 01.01.2014 составила 10,7 МВт.
В отчетные 2011 г. и 2012 г. на Сарапульской ТЭЦ было выработано 67,3 и 64,1 млн. кВт.ч электроэнергии соответственно, что составило 2,7% и 2,6% от общего производства электроэнергии электростанциями филиала ОАО "ТГК-5" "Удмуртский", 2,3% и 2,2% от суммарной выработки электроэнергии в целом по Удмуртской энергосистеме. От Сарапульской ТЭЦ осуществляется централизованное энергоснабжение г. Сарапула.

Воткинская ТЭЦ
Воткинская ТЭЦ принадлежит ОАО "Воткинский завод".
Установленная электрическая мощность Воткинской ТЭЦ на 01.01.2014 составила 16 МВт. В 2011 г. и 2012 г. Воткинская ТЭЦ выработала 74,5 и 80,27 млн. кВт.ч электроэнергии соответственно, что составило 2,6% и 2,8% от суммарной выработки электроэнергии в целом по Удмуртской энергосистеме. Основным потребителем электрической и тепловой энергии Воткинской ТЭЦ является Воткинский машиностроительный завод.
Основное генерирующее оборудование - это две противодавленческие турбины типа Р-12-35/5М и Р-4-1,5/0,35 (ст. № 1 и 2). Состояние основного энергетического оборудования на Воткинской ТЭЦ удовлетворительное. На электростанции имеются ограничения электрической мощности, которые связаны, в основном, с недостатком теплового потребления от турбин с противодавлением и носят сезонный характер.

Глазовская ТЭЦ
Глазовская ТЭЦ принадлежит ОАО "Чепецкий механический завод".
Установленная электрическая мощность на 01.01.2014 составила 89,4 МВт. В 2011 г. и 2012 г. электростанция выработала 338,2 и 388,9 млн. кВт.ч электроэнергии соответственно, что составило 11,8% и 13,4% от суммарной выработки электроэнергии в целом по Удмуртской энергосистеме.
На Глазовской ТЭЦ установлено пять паровых турбин мощностью по 12 МВт, одна паровая турбина мощностью 6 МВт, девять энергетических котлов паропроизводительностью по 75 тонн пара в час, четыре пиковых теплофикационных водогрейных котла ПТВМ-100 производительностью по 100 Гкал/ч.
В 2006 г. введена парогазовая установка в составе газовой турбины мощностью 23,4 МВт типа SGT-600 и котла-утилизатора ТКУ-14 производительностью 40 тонн пара в час.
В 2008 г. Глазовская ТЭЦ вошла в состав диспетчерируемых электростанций филиала ОАО "СО ЕЭС" ОДУ Урала.
В таблице 2.7.1 приведен перечень электростанций Удмуртской энергосистемы с группировкой по принадлежности к разным собственникам по состоянию на 01.01 2013 с указанием состава турбинного оборудования, года ввода, вида используемого топлива, местоположения.

Таблица 2.7.1. Перечень электростанций Удмуртской
энергосистемы с группировкой по принадлежности к разным
собственникам по состоянию на 01.01.2014

Наименование
Номер агрегата
Тип оборудования
Год ввода
Вид топлива
Место расположения
Установленная мощность (на конец отчетного)
МВт
Гкал/ч
Филиал ОАО "ТГК-5" "Удмуртский"
Ижевская ТЭЦ-1
1
ПТ-12/15-35/10М
1985
Газ, мазут
г. Ижевск
60
556,5
2
Р-12-35/5М
1987
3
ПТ-12/15-35/10М
1988
4
ПТ-12/15-35/10М
1989
7
ПТ-12/15-35/10М
1961
Ижевская ТЭЦ-2
1
ПТ-60-130/13
1977
Уголь, газ
г. Ижевск
390
1474
2
Т-110/120-130-
1977
3
Т-110/120-130
1979
4
Т-110/120-130
1982
Сарапульская ТЭЦ
1
ПР-4,7-35/15/5
1970
Газ, мазут
г. Сарапул
10,7
285
2
ПР-6-35/5/1,2М
1994
станции промышленных предприятий
ОАО "Воткинский завод"
Воткинская ТЭЦ
1
Р-12-35/5М
2002
Газ, мазут
г. Воткинск
16
545
2
Р-4-1,5/ 0,35
2007
ТЭЦ ОАО "Чепецкий механический завод"
Глазовская ТЭЦ
1
АР-6-6
1949
Газ, мазут, уголь
г. Глазов
89,4
797
3
АТП-12

5
ДК-20-120

6
ДК-20-120

7
АТП-12

8
АТП-12

10
SGT-600
2006
Прочие производители энергии
МУП "Горкоммунтеплосеть"
Мини-ТЭЦ "Дружба"
1
ГПУ

Газ
г. Ижевск
4,5
Нет данных
ТЭС ООО "Автокотельная"
ТЭС ООО "Автокотельная"
1
ТГ3АС/10,5Р13/1, 2

Газ
г. Ижевск
6,5
Нет данных
2
ТГ3,5АС/10,5Р13/ 2,5


Основное генерирующее оборудование электростанций Удмуртской энергосистемы характеризуется значительным физическим и моральным износом (более 60% основного энергетического оборудования отработало нормативный ресурс).

2.8. Структура выработки электроэнергии
по типам электростанций и видам собственности

В таблице 2.8.1 приведены данные по выработке электроэнергии на электростанциях Удмуртской энергосистемы за отчетные 2008 - 2013 гг.

Таблица 2.8.1. Выработка электроэнергии на электростанциях
Удмуртской энергосистемы за отчетные 2008 - 2013 гг.

Наименование
2008 г.
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
Выработка электроэнергии, всего, млн. кВт.ч
3162,3
3021,9
2942,7
2856,9
2909,6
2876,4
То же, в процентах по отношению к предыдущему году
100,3
95,6
97,4
97,0
101,8
98,9%
в том числе:

ТЭЦ филиала ОАО "ТГК-5" "Удмуртский"
2772,4
2598,8
2485,9
2444,2
2440,4
2449,8
То же, в процентах по отношению к предыдущему году
102,4
93,7
95,6
98,3
99,8
100,4%
в том числе по электростанциям:

Ижевская ТЭЦ-1
352,4
340,8
340,6
352,6
332,2
296,3
То же, в процентах по отношению к предыдущему году
96,2
96,7
99,9
103,5
94,2
89,2%
Ижевская ТЭЦ-2
2350,6
2189,2
2078,8
2024,3
2044,1
2086,7
То же, в процентах по отношению к предыдущему году
103,4
93,1
94,9
97,4
100,9
102,1%
Сарапульская ТЭЦ
69,4
68,8
66,5
67,3
64,1
66,8
То же, в процентах по отношению к предыдущему году
101,5
99,1
96,6
101,2
95,2
104,2%
Станции промпредприятий, всего
389,9
423,1
456,8
412,7
469,2
426,6
То же, в процентах по отношению к предыдущему году
87,6
108,5
107,9
90,3
113,7
90,9%
в том числе по электростанциям:

Глазовская ТЭЦ
309,7
348,8
382,7
338,2
388,9
335,4
То же, в процентах по отношению к предыдущему году
84,4
112,6
109,7
88,4
115,0
86,2%
Воткинская ТЭЦ
80,2
74,3
74,1
74,5
80,3
88,1
То же, в процентах по отношению к предыдущему году
102,6
92,6
99,7
100,5
107,8
109,7%
ТЭС Автокотельная





3,1
То же, в процентах по отношению к предыдущему году






Примечание. Мини-ТЭЦ "Дружба" в отчетных балансах электроэнергии по Удмуртской энергосистеме не учитывается


Анализ таблицы 2.8.1 показывает, что в целом по Удмуртской энергосистеме и по филиалу ОАО "ТГК-5" "Удмуртский" в период 2008 - 2013 гг. по сравнению с 2008 г. наблюдалось снижение выработки электроэнергии, суммарная выработка электроэнергии на станциях промышленных предприятий в указанный период увеличилась.
В структуре выработки электроэнергии по Удмуртской энергосистеме доля тепловых электростанций составляет 100%.
За период 2008 - 2013 гг. основной объем электроэнергии (83,9 - 87,7)% от общего производства электроэнергии по Удмуртской энергосистеме был выработан на электростанциях филиала ОАО "ТГК-5" "Удмуртский". Доля станций промышленных предприятий в общей выработке электроэнергии составила от 12,3 до 16,1% (таблица 2.8.2).

Таблица 2.8.2. Структура выработки электроэнергии
по Удмуртской энергосистеме за отчетные 2008 - 2013 гг.

В миллионах киловатт-часов
Наименование
2008 г.
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
Выработка электроэнергии по Удмуртской энергосистеме, всего
3162,3
3021,9
2942,7
2856,9
2909,6
2876,4
ТЭЦ филиала ОАО "ТГК-5" "Удмуртский"
2772,4
2598,8
2485,9
2444,2
2440,4
2449,8
То же, в процентах от выработки электроэнергии по Удмуртской ЭС
87,7
86,0
84,5
85,6
83,9
85,2%
Станции промпредприятий, всего
389,9
423,1
456,8
412,7
469,2
426,6
То же в процентах от выработки электроэнергии по Удмуртской ЭС
12,3
14,0
15,5
14,4
16,1
14,8%

В таблице 2.8.3 приводится выработка электроэнергии на Мини-ТЭЦ "Дружба" в период 2007 - 2013 гг.

Таблица 2.8.3. Выработка электроэнергии на Мини-ТЭЦ
"Дружба" за 2007 - 2013 гг.

В миллионах киловатт-часов
Наименование
2007 г.
2008 г.
2009 г.
2010 г.
2011
2012 г.
2013 г.
Мини ТЭЦ "Дружба"
20
14,2
16,4
19,6
14,1
9,9
8,6

В таблице 2.8.4 приводятся годовые числа часов использования установленной электрической мощности электростанций Удмуртской энергосистемы за отчетные 2008 - 2013 гг.

Таблица 2.8.4. Годовые числа часов использования
установленной электрической мощности электростанций
Удмуртской энергосистемы за отчетные 2008 - 2013 гг.

В часах
Наименование
2008 г.
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
Ижевская ТЭЦ-1
4518
4369
4936
5110
4814
4938
Ижевская ТЭЦ-2
6027
5613
5330
5191
5241
5351
Сарапульская ТЭЦ
5783
6430
6215
6290
5990
6243
Глазовская ТЭЦ
3475
3902
4281
3783
4350
3752
Воткинская ТЭЦ
5013
4644
4631
4656
5018
5506

За период 2008 - 2012 гг. возросла загрузка турбинного оборудования Ижевской ТЭЦ-1 и Сарапульской ТЭЦ и снизилась на Ижевской ТЭЦ-2.
Глазовская ТЭЦ и Воткинская ТЭЦ в основном загружаются по графикам потребления предприятий-собственников.

2.9. Характеристика балансов
электрической мощности и энергии

Балансы электрической мощности Удмуртской энергосистемы за отчетные за 2008 - 2012 гг.
За период 2008 - 2012 гг. максимальная электрическая нагрузка Удмуртской энергосистемы выросла на 9,1%.
Установленная мощность электростанций за указанный период снизилась на 19,3 МВт за счет демонтажа мощности на Ижевской ТЭЦ-1 (18 МВт) и перемаркировки турбоагрегата ст. № 1 на Сарапульской ТЭЦ (1,3 МВт).
При прохождении зимних максимальных нагрузок наибольшая величина ограничений установленной мощности была в 2008 г. и 2009 г. (95 МВт и 90 МВт соответственно). В 2011 г. и в 2012 г. величина ограничений мощности составила 1,5 МВт (на Глазовской ТЭЦ). Сарапульская ТЭЦ работала с перегрузом величиной 0,4 МВт.
Величина снижения генерирующей мощности в максимум нагрузки 2011 г. из-за проведения ремонтов и простоя турбинного оборудования в резерве составила 129,6 МВт, в 2012 г. - 120,6 МВт, что превысило показатели 2010 г. на 46,2 МВт и 37,2 МВт соответственно.
В таблице 2.9.1 приводятся показатели балансов мощности Удмуртской энергосистемы за отчетные 2008 - 2012 гг.

Таблица 2.9.1. Балансы мощности по Удмуртской энергосистеме
за отчетные 2008 - 2012 гг.

В мегаваттах
Наименование
2008 г.
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
Дата и час прохождения максимума электрической нагрузки (время московское)
23 декабря 8:00
17 декабря 17:00
20 декабря 15:00
22 декабря 18:00
20 декабря 09:00
Собственный максимум электрической нагрузки
1445,0
1481,0
1475,0
1468,8
1576,5
Установленная мощность электростанций
585,4
585,4
575,1
575,1
575,1
Ограничения установленной мощности электростанций
95
90
41,2
1,5
1,5
Перегруз
0
0
0,4
0,38
0,422
Располагаемая мощность электростанций
490,4
495,4
534,3
574,0
574,0
Плановое ремонтное снижение мощности (в соответствии с месячным графиком ремонтов)
0
0
0
0
0
Снижение мощности в связи с выводом оборудования в неплановый, аварийный ремонты
23,4
23,4
23,4
35,4
0
Резервная мощность
0
0
60
94,2
120,6
Нагрузка электростанций
467,0
472,0
450,9
444,4
453,4
Сальдо перетоков
978,0
1009
1024,1
1024,4
1123,114
Дефицит (-), избыток (+)
-978,0
-1009
-964,5
-930,6
-1002,942
Примечания.
1. Показатели ретроспективных балансов мощности приводятся по данным филиала ОАО "СО ЕЭС" Удмуртское РДУ.
2. Мини-ТЭЦ "Дружба" в отчетных балансах мощности не учитывается

В отчетные 2008 - 2012 гг. потребность в мощности потребителей Удмуртской энергосистемы значительно превышала покрытие от электростанций, расположенных на ее территории. Доля электростанций Удмуртской энергосистемы в покрытии максимума электрической нагрузки потребителей составляла от 28,7 до 32,3%.
Дефицит мощности в Удмуртской энергосистеме при прохождении максимальных электрических нагрузок в указанный период составил от 978 до 1123 МВт.
Основная часть потребности в мощности Удмуртской энергосистемы покрывается от соседних энергосистем по ВЛ 35 - 500 кВ. Небольшой объем мощности передается из Удмуртской энергосистемы в пограничные районы Кировской энергосистемы.
Удмуртская энергосистема имеет межсистемные связи с соседними энергосистемами:
- с Кировской энергосистемой (3 x ВЛ 220 кВ, 1 x ВЛ 35 кВ);
- с Пермской энергосистемой (4 x ВЛ 220 кВ, 11 x ВЛ 110 кВ);
- с Башкирской энергосистемой (1 x ВЛ 500 кВ, 2 x ВЛ 110 кВ);
- с энергосистемой Республики Татарстан (ОЭС Средней Волги) - (1 x ВЛ 500 кВ, 3 x ВЛ 35 кВ);
- с Марийской энергосистемой (1 x ВЛ 500 кВ).
В таблице 2.9.2 приводятся балансы мощности по энергоузлам Удмуртской энергосистемы за отчетные 2012 и 2013 гг.

Таблица 2.9.2. Балансы мощности по энергоузлам Удмуртской
энергосистемы за 2012 и 2013 гг.

Наименование энергоузлов
Электрическая нагрузка
Покрытие
Дефицит (-), избыток (+)
2012 г.
2013 г.
2012 г.
2013 г.
2012 г.
2013 г.
Глазовский
219
210
55
30
-164
-180
Ижевский
622
542
385
426
-237
-116
Садовый
65
63
0
0
-65
-63
Воткинский
216
196
16
15
-200
-181
Сарапульский
205
207
11
11
-194
-196
Можгинский
145
146
0
0
-145
-146
Закамский
29
19
0
0
-29
-19
Итого по Удмуртской энергосистеме
1501
1383
467
482
-1034
-901
Примечание. Показатели приведены на основании зимних контрольных замеров за 2012 г. и 2013 г. по Удмуртской энергосистеме

Анализ таблицы 2.9.2 показывает, что все энергоузлы Удмуртской энергосистемы дефицитны по мощности. В отчетном 2013 г. за счет роста нагрузки потребителей дефицит мощности в день контрольного замера вырос в Сарапульском и Можгинском энергоузлах. В остальных энергоузлах в 2013 г. дефицит мощности был ниже по сравнению с 2012 г. Общий дефицит мощности по Удмуртской энергосистеме уменьшился на 133 МВт.
Балансы электроэнергии Удмуртской энергосистемы за отчетные за 2009 - 2013 гг.
В период с 2009 - 2013 гг. в Удмуртской энергосистеме, как и в целом по ОЭС Урала, отмечался рост электропотребления. За указанный период электропотребление в Удмуртской Республике выросло на 1038,9 млн. кВт.ч.
В таблице 2.9.3 приводятся показатели балансов электроэнергии Удмуртской энергосистемы за отчетные 2009 - 2013 гг.

Таблица 2.9.3. Балансы электроэнергии Удмуртской
энергосистемы за отчетные 2009 - 2013 гг.

В миллионах киловатт-часов
Наименование
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
Электропотребление
8357,8
8636,7
9114,3
9343,8
9396,7
Выработка электроэнергии, всего
3021,9
2942,7
2856,9
2909,6
2876,4
То же, в процентах от электропотребления
36,1
34,1
31,3
31,1
30,6
Дефицит (-), избыток (+)
-5335,9
-5693,9
- 6257,4
-6434,2
-6520,3

Доля электроэнергии, получаемой из соседних энергосистем в указанный период, варьировалась от 64 до 69% от потребности в электроэнергии в целом по Удмуртской энергосистеме.
Потребность Удмуртской энергосистемы в отчетном 2012 г. покрывалась от теплоэлектроцентралей филиала ОАО "ТГК-5" "Удмуртский" в размере 2440,4 млн. кВт.ч, от станций промышленных предприятий - 469,2 млн. кВт.ч, а также за счет получения электроэнергии из соседних энергосистем: Пермской, Башкирской энергосистем ОЭС Урала и из ОЭС Средней Волги.
В 2012 году прием электроэнергии в Удмуртскую энергосистему из соседних энергосистем составил 6434,2 млн. кВт.ч электроэнергии, что на 176,8 млн. кВт.ч больше, чем в 2011 году.
Наибольший объем электроэнергии величиной 3954,7 млн. кВт.ч, или 67,9% от суммарного приема, был получен из Пермской энергосистемы.
Из Удмуртской энергосистемы в 2012 г. было передано в Кировскую энергосистему 614,2 млн. кВт.ч электроэнергии.
Увеличение фактического сальдо - перетока электроэнергии Удмуртской энергосистемы по сравнению с утвержденным значением ФСТ в 2012 г. составило 220 млн. кВт.ч, увеличение выработки электроэнергии - 29,847 млн. кВт.ч, что связано с ростом электропотребления по сравнению с плановым значением на 249,8 млн. кВт.ч.
Таким образом, анализ ретроспективной и существующей энергетической ситуации в Удмуртской энергосистеме показывает, что в условиях отсутствия вводов генерирующего оборудования и увеличения спроса на электрическую мощность и электроэнергию в Удмуртской энергосистеме ухудшается балансовая ситуация, связанная с ростом дефицита мощности и электроэнергии.

2.10. Основные характеристики существующих электросетевых
объектов 110 кВ и выше энергосистемы Удмуртской Республики

Электросетевой комплекс Удмуртской Республики напряжением 110 кВ и выше представлен объектами филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, филиала ОАО "МРСК Центра и Приволжья" "Удмуртэнерго" и иных собственников (ОАО "Ижсталь", ОАО "РЖД", ОАО "Удмуртнефть", ОАО "Белкамнефть" и другие).
В ведении филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала находятся электросетевые объекты 220 - 500 кВ, филиала ОАО "МРСК Центра и Приволжья" - "Удмуртэнерго" 220 кВ и ниже.
Основными центрами питания потребителей Удмуртской Республики являются подстанция 500 кВ Удмуртская и подстанции 220 кВ: Звездная, Балезино, Комсомольская, Игра, Сива, Садовая, Ижевск, Металлург, Позимь, Кама, Сюга, Саркуз.
Сводная информация по протяженности электрических сетей и трансформаторной мощности 110 кВ и выше на территории Удмуртской Республики представлена в таблице 2.10.1.

Таблица 2.10.1. Протяженность ВЛ и КЛ 110 кВ и выше
и трансформаторная мощность ПС 110 кВ и выше на 01.01.2013
на территории Удмуртской Республики

Класс напряжения
Протяженность ВЛ и КЛ (в одноцепном исполнении), км
Трансформаторная мощность ПС, МВ.А
В том числе принадлежит филиалу "Удмуртэнерго" ВЛ (км)/ПС (МВ.А)
500 кВ
410,033
1002
- / -
220 кВ
1272,44
2910 <*>
9,6 / 120
110 кВ
2917,29
5421 <**>
2648,06 / 2988,8
Примечания:
<*> С учетом резервных трансформаторов на ПС Садовая и Игра
<**> С учетом мощности трансформаторов 110 кВ электростанций

Вводы новых объектов напряжением 110 кВ и выше за последние пять лет в энергосистеме Удмуртской Республики представлены в таблице 2.10.2.

Таблица 2.10.2. Вводы ВЛ (КЛ) 110 кВ и выше
и трансформаторной мощности на подстанциях напряжением
110 кВ и выше по энергосистеме Удмуртской Республики
в 2008 - 2013 гг.

Класс напряжения
Наименование объекта
Принадлежность к компании
Год ввода
Протяженность /мощность (км/МВ.А)
1
110 кВ
ПС Союзная
филиал ОАО "МРСК Центра и Приволжья" - Удмуртэнерго
2011
2 x 40 МВ.А
2
110 кВ
Заходы ВЛ 110 кВ на ПС Союзная
филиал ОАО "МРСК Центра и Приволжья" - Удмуртэнерго
2011
5,5
3
110 кВ
ПС Калашников
филиал ОАО "МРСК Центра и Приволжья" - Удмуртэнерго
2008, 2009
2 x 40 МВ.А
4
110 кВ
ПС Высотная
филиал ОАО "МРСК Центра и Приволжья" - Удмуртэнерго
2011, 2013
2 x 25 МВ.А
5
110 кВ
ПС Опытная
филиал ОАО "МРСК Центра и Приволжья" - Удмуртэнерго
2008
1 x 10 МВ.А
6
220 кВ
ПС Свобода
Вч 1596
2013
2 x 32 МВ.А
7
220 кВ
Заходы на ПС Свобода
Пермское предприятие МЭС Урала
2013
2 x 5,3 км
8
110 кВ
ПС Пызеп
ОАО "Удмуртнефть"
2013
2 x 6,3 МВ.А
9
110 кВ
Одноцепная ВЛ 110 кВ Карсовай - Пызеп
ОАО "Удмуртнефть"
2013
11,6 км
10
110 кВ
ПС Пазелы
филиал ОАО "МРСК Центра и Приволжья" - Удмуртэнерго
2013
25 МВ.А

Схема соединений электрических сетей 110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы на 01.01.2013 представлена на чертеже Д0128-ППД-ЭСС л. 1.
Следует отметить, что первичные распределительные устройства большей части ПС 110 кВ (76%) и четырех ПС 220 кВ Удмуртской энергосистемы выполнены с применением отделителей и короткозамыкателей, более 60% ПС 110 кВ и выше отработало нормативный срок эксплуатации. Указанные факторы снижают надежность электроснабжения потребителей.

2.11. Основные внешние электрические связи
энергосистемы Удмуртской Республики

Энергосистема Удмуртской Республики является одной из девяти энергосистем, входящих в состав ОЭС Урала. План-схема основных электрических сетей Удмуртской энергосистемы и связей с другими энергосистемами представлен на рисунке 2.11.1.

Рисунок 2.11.1. План-схема основных электрических сетей
Удмуртской энергосистемы и связей с другими энергосистемами

Рисунок не приводится.

На рисунке 2.11.2 представлена блок-схема внешних электрических связей 110 кВ и выше энергосистемы Удмуртской Республики.

Рисунок 2.11.2. Блок-схема внешних электрических
связей 110 кВ и выше энергосистемы Удмуртской Республики


Кировская Энергосистема
энергосистема Республики
Татарстан
3 ВЛ 220 кВ
1 ВЛ 500 кВ


Удмуртская
энергосистема Энергосистема
Пермского края

4 ВЛ 220 кВ
Энергосистема 11 ВЛ 110 кВ
Республики Энергосистема
Башкортостан республики
Марий Эл 1 ВЛ 500 кВ
1 ВЛ 500 кВ
2 ВЛ 110 кВ

Поименный перечень ВЛ напряжением 110 кВ и выше, обеспечивающих внешние связи энергосистемы Удмуртской Республики, приведен в таблице 2.11.1.

Таблица 2.11.1. Внешние электрические связи энергосистемы
Удмуртской Республики

Класс напряжения
Наименование объекта
Протяженность, км
С энергосистемой Кировской области
220 кВ
ВЛ Звездная - Фаленки 1,2 с отпайкой на ТПС Кожиль
73
220 кВ
Свобода - Вятские Поляны
41
С энергосистемой Республики Татарстан
500 кВ
ВЛ Елабуга - Удмуртская
148,3
С энергосистемой Республики Башкортостан
500 кВ
ВЛ Кармановская ГРЭС - Удмуртская
146,6
110 кВ
ВЛ Кармановская ГРЭС - Закамская 1,2 с отпайками
29
С энергосистемой Пермского края
220 кВ
ВЛ Воткинская ГЭС - Ижевск 1,2 с отпайкой на ПС Сива
56,8
220 кВ
ВЛ Каучук - Кама
39,2
220 кВ
ВЛ Каучук - Металлург
58,9
110 кВ
ВЛ Воткинская ГЭС - Водозабор 1,2 с отпайкой на ПС Островная
16,5
110 кВ
ВЛ Чайковская ТЭЦ - Сарапул с отпайками
47,5
110 кВ
ВЛ Каучук - Сарапул с отпайками
41,4
110 кВ
ВЛ Березовка - Камбарка
35,9
110 кВ
ВЛ Дубовая - Камбарка
43,9
110 кВ
ВЛ Сива - Черновская с отпайкой на ПС Полозово
55,1
110 кВ
ВЛ Верещагино - Кузьма с отпайкой на ПС Бородулино
43,0
110 кВ
ВЛ Зюкай - Кузьма с отпайкой на ПС Бородулино
49,7
110 кВ
ВЛ Сива - Ножовка-1,2
51,3
С энергосистемой Республики Марий Эл
500 кВ
ВЛ Помары - Удмуртская
295,6

2.12. Особенности и проблемы функционирования существующих
электрических сетей 110 кВ и выше энергосистемы
Удмуртской Республики. Анализ существующей загрузки сетей
с определением "узких" мест

Анализ существующих балансов мощности, приведенный в разделе 2.9, показал, что энергосистема Удмуртской Республики в целом и все энергоузлы, входящие в нее, устойчиво дефицитны, дефицит мощности покрывается по электрическим сетям 110, 220, 500 кВ.
Отличительной особенностью функционирования электрических сетей 110 кВ и выше является то, что транзитные линии электропередачи 110, 220 кВ Удмуртской энергосистемы, обеспечивающие электроснабжение потребителей Удмуртской Республики, участвуют в передаче/приеме мощности из ОЭС Урала в ОЭС Средней Волги и Центра, а также шунтируют сеть 500 кВ (сечения "Урал-Запад", "Запад-Урал"), по которой осуществляется основной объем передачи/приема мощности. Отключения элементов сети 220 - 500 кВ во многих случаях приводят к перегрузке электрических сетей Удмуртской энергосистемы.
Для определения "узких" мест в существующей электрической сети Удмуртской энергосистемы выполнен анализ режимов работы на основе зимнего контрольного замера (на час максимальных нагрузок) филиала ОАО "СО ЕЭС" Удмуртское РДУ за 2011 г. и 2012 г. (далее - зимний максимум).
Электрическая нагрузка потребителей Удмуртской энергосистемы по данным зимнего контрольного замера в 2012 г. составила 1501 МВт, в 2013 г. - 1383 МВт.
Загрузка трансформаторов и автотрансформаторов на подстанциях 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы в нормальном и послеаварийном режиме отключения одного автотрансформатора в зимний максимум 2012, 2013 гг. представлена в таблице 2.12.1.

Таблица 2.12.1. Загрузка трансформаторов
и автотрансформаторов на подстанциях 220, 500 кВ Удмуртской
энергосистемы в зимний максимум 2012, 2013 гг.

Наименование подстанции
Напряжение, кВ
Номинальная мощность АТ, АТГ (S), МВ.А
2012 г.
2013 г.
Нормальный режим
Режим отключения одного АТ, АТГ
Нормальный режим
Режим отключения одного АТ, АТГ
S, МВ. А
% от номинальной мощности
S, МВ.А
% от номинальной мощности
S, МВ.А
% от номинальной мощности
S, МВ.А
% от номинальной мощности
Удмуртская
АТГ 1
500/220
501
248
50
429
86
откл.
-
-
-
АТГ 2
500/220
501
245
49
откл.
откл.
240,3
48,0
-
-
Ижевск
АТ1
220/110
125
48
38
откл.
откл.
34,6
27,7
откл.
откл.
АТ2
220/110
125
59
47
81
65
15,7
12,6
43,0
34,4
Позимь
АТ1
220/110
125
63
50
откл.
откл.
35,0
28,0
откл.
откл.
АТ2
220/110
125
63
50
87
70
35,0
28,0
51,2
41,0
Кама
АТ1
220/110
125
67
54
106
85
69,7
55,8
112,2
89,8
АТ2
220/110
125
66
53
откл.
откл.
69,7
55,8
откл.
откл.
Сива
АТ1
220/110
125
79
63
114
91
65,8
52,7
101,9
81,5
АТ2
220/110
125
75
60
откл.
откл.
77,4
61,9
откл.
откл.
Металлург
АТ1
220/110
125
60
48
85
68
74,9
60,0
120,0
96,0
АТ2
220/110
125
56
45
откл.
откл.
67,4
53,9
откл.
откл.
Звездная
АТ1
220/110
125
32
26
59
47
28,5
22,8
57,0
45,6
АТ2
220/110
125
32
26
откл.
откл.
28,5
22,8
откл.
откл.
Балезино
АТ1
220/110
125
64
51
112
90
66,0
52,8
111,8
89,5
АТ2
220/110
125
49
40
откл.
откл.
49,7
40,0
откл.
откл.
Комсомольская
АТ1
220/110
63
20
32
39
62
27,5
43,6
43,7
69,4
АТ2
220/110
63
28
44
откл.
откл.
27,5
43,6
откл.
откл.
Садовая
АТ1
220/110
125
46
37
-
-
25,7
20,6
-
-
Сюга
АТ1
220/110
125
28
22
откл.
откл.
29,8
23,8
откл.
откл.
АТ2
220/110
125
31
25
54
43
26,5
21,2
48,7
39,0
Саркуз
АТ1
220/110
63
откл.
откл.
-
-
откл.
откл.
-
-
АТ2
220/110
63
25
40
-
-
21,0
33,4
-
-
Игра
Т1
220/35/ 10
20
8
40
откл.
откл.
8,5
42,3
22,7
113,3
Т2
220/35/ 10
25
19
74
29
116
7,1
28,0
откл.
откл.
Глазов
Т1
220/35
40
7
18
откл.
откл.
13,4
33,6
откл.
откл.
Т2
220/35
40
7
18
13
33
13,4
33,6
26,8
67,0
Юбилейная
Т1
220/35
40
1
3
-
-
12,2
30,5
-
-
Кожиль
Т1
220/27
40
9,5
24
-
-
13,5
33,8
-
-
Т2
220/27
откл.
откл.
откл.
-
-
откл.
откл.
-
-
Свобода
Т1
220/10
32
-
-
-
-
2,8
8,8
откл.
откл.
Т2
220/10
32
-
-
-
-
2,8
8,8
5,6
17,5

Как видно из представленной таблицы загрузка автотрансформаторов и трансформаторов подстанций 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы в зимний максимум 2012, 2013 гг. в нормальном режиме находилась в допустимых пределах, при отключении одного трансформатора (АТ) высокую загрузку имеют АТ 220/110 кВ ПС Кама, Балезино, Металлург (свыше 85%), перегрузку выше 5%, которая согласно ПТЭ длительно недопустима, - Т 220/35/10 ПС Игра.
Далее рассматривается анализ существующих режимов работы электрических сетей Удмуртской энергосистемы по энергоузлам.
В связи с тем, что максимум электрической нагрузки потребителей энергосистемы Удмуртской Республики в час максимума контрольных замеров 2013 года был ниже аналогичного факта 2012 г. на 118 МВт по причине более высокой температуры наружного воздуха (2013 год - минус 9 град. C, 2012 год - минус 25 град. C) к анализу загрузки элементов сети 500-220-110 кВ Удмуртской энергосистемы приняты схемы зимнего максимума 2011, 2012 гг. (согласно контрольному замеру).

Транзитная сеть 220 кВ
Как было указано выше, основная питающая сеть 220 кВ Удмуртской энергосистемы является транзитной и шунтирует передачу 500 кВ ОЭС Урала - ОЭС Средней Волги и Центра.
Выполненные расчеты не выявили недопустимых перегрузок ВЛ 220 кВ Удмуртской энергосистемы в нормальных режимах и при отключении одного электросетевого элемента. Высокую загрузку (свыше 70% от длительно допустимой) имеют ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1,2, Каучук - Металлург, Позимь - Металлург, В. Поляны - Свобода, Свобода - Саркуз, Сюга - Саркуз, Удмуртская - Сюга.
Также были выполнены расчеты режимов работы электрических сетей 220 кВ и выше Удмуртской энергосистемы в зимний максимум 2011 и 2012 гг. при максимально допустимых инструктируемых перетоках (МДП) в сечении 500 кВ "Урал - Запад" (передача мощности из ОЭС Урала на Запад по ВЛ 500 кВ Бугульма - Бекетово, Воткинская ГЭС - Вятка и Нижнекамская ГЭС - Заинская ГРЭС).
Выполненные расчеты режимов на этап зимнего максимума 2011 г. с учетом МДП показали перегрузку свыше длительно допустимой следующих электросетевых элементов при отключении одного:
- ВЛ 220 кВ Ижевск - Балезино на 3%;
- ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург на 25%;
- ВЛ 220 кВ Позимь - Металлург на 10%.
Расчеты режимов на этап зимнего максимума 2012 г. при МДП в сечении "Урал - Запад" показали перегрузку свыше длительно допустимой следующих электросетевых элементов при отключении одного:
- ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1,2 на 7%;
- ВЛ 220 кВ Ижевск - Балезино на 11%;
- ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург на 40%;
- ВЛ 220 кВ Позимь - Металлург на 17%;
- ВЛ 220 кВ Удмуртская - Сюга на 2%;
- ВЛ 220 кВ Сюга - Саркуз на 58%;
- ВЛ 220 кВ В. Поляны - Саркуз на 48%;
- ВЛ 220 кВ Звездная - Фаленки 1,2 на 18%.
Большие перегрузки в зимний максимум 2012 г. связаны с тем, что ВЛ 220 кВ Сюга - Саркуз согласно контрольному замеру 2012 г. была включенной.
Следует отметить, что в летний период длительно допустимая токовая загрузка ВЛ 220 кВ Удмуртской энергосистемы снижается, а МДП в сечении "Урал - Запад" не изменяется и перегрузки ВЛ 220 кВ становятся еще выше относительно зимних.
Выявленные недопустимые перегрузки ВЛ 220 кВ Удмуртской энергосистемы противоречат требованиям "Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем" (СО 153-34.20.118-2003):
схемы присоединения электростанций и подстанций к основной сети должны обеспечивать надежность питания энергоузлов и транзит мощности с учетом критерия N-1 (п. 5.4);
- необходимая пропускная способность в сечениях основной электрической сети ОЭС определяется таким образом, чтобы обеспечивать покрытие максимума нагрузки после аварийного отключения любого ее элемента: линии (одной цепи двухцепной линии), трансформатора и т.д. в нормальной схеме сети (критерий N-1).
В настоящее время ликвидация перегрузок ВЛ 220 кВ Удмуртской энергосистемы выполняется действием автоматики на деление сети и ограничение нагрузки потребителей.
Также следует отметить, что указанные перегрузки ВЛ 220 кВ Удмуртской энергосистемы при максимально допустимых перетоках мощности в сечении 500 кВ "Урал - Запад" в нормальной схеме и при отключении одного электросетевого элемента свидетельствуют как о зависимости загрузки ВЛ 220 кВ от перетока в сети 500 кВ, так и о зависимости перетока в сети 500 кВ от допустимой загрузки ВЛ 220 кВ Удмуртской энергосистемы: переток в сети 500 кВ может ограничиваться допустимой загрузкой ВЛ 220 кВ Удмуртской энергосистемы. Это снижает как надежность электроснабжения потребителей Удмуртской энергосистемы, так и уменьшает передаваемую мощность из ОЭС Урала на Запад. Требуется разработка мероприятий по усилению сетей и устранению недопустимых перегрузок ВЛ 220 кВ Удмуртской энергосистемы.

Сарапульский энергоузел
Основными потребителями электрической энергии в Сарапульском энергоузле являются предприятия нефтедобычи ОАО "Удмуртнефть", ООО "Белкамнефть", промышленные предприятия и коммунально-бытовой сектор г. Сарапула.
Электрическая нагрузка потребителей Сарапульского энергоузла согласно зимним контрольным замерам в 2011 г. составила 190 МВт, в 2012 г. - 205 МВт.
Центром электроснабжения Сарапульского энергоузла является ПС 220/110 кВ Кама (2 x 125 МВ.А), присоединенная к электрическим сетям 220 кВ по ВЛ 220 кВ Каучук - Кама и Позимь - Кама. Также по ВЛ 110 кВ Каучук - Сарапул и Чайковская ТЭЦ - Сарапул в Сарапульский энергоузел поступает мощность из Пермской энергосистемы. Единственным генерирующим источником в энергоузле является Сарапульская ТЭЦ установленной мощностью 10,7 МВт.
По протяженным ВЛ 110 кВ Кама - Бабино - Пурга и РП-Мостовое - Подгорная - Пурга Сарапульский энергоузел связан с Можгинским энергоузлом Удмуртской энергосистемы. Данные ВЛ 110 кВ нормально секционированы на ПС Бабино и Подгорная для уменьшения потерь электроэнергии, для обеспечения селективности работы основных защит (на транзите 110 кВ Кама - Бабино - Пурга) и по причине низкой пропускной способности данных ВЛ 110 кВ (выполнены проводом АС 70).
Загрузка автотрансформаторов 220/110 кВ ПС Кама в зимний максимум 2011 г. составила в нормальном режиме 68 и 66 МВ.А (55 и 53% от номинальной мощности), в 2012 г. - 67 и 66 МВ.А (54 и 53%), при отключении одного АТ 220/110 кВ в 2011 г. - 107 МВ.А (86%), 2012 г. - 106 МВ.А (85%).
По ВЛ 110 кВ Чайковская ТЭЦ - Сарапул и Каучук - Сарапул в энергоузел принималось в 2011 г. 93 МВт (токовая загрузка - 241 А (40% от длительно допустимого тока) и 228 А (38%) соответственно), в 2012 г. - 111 МВт (278 А (46%) и 264 А (44%)). При отключении одной из ВЛ 110 кВ Чайковская ТЭЦ - Сарапул или Каучук - Сарапул загрузка оставшейся не превышает 370 А (61%).
При аварийном отключении питающей ВЛ 220 кВ Каучук - Кама загрузка электрических сетей остается в допустимых пределах, однако уровень напряжения на удаленных ПС 110 кВ Сарапульского энергоузла снижается до 105 - 106 кВ. Еще большее снижение напряжения до 104 кВ при отключении ВЛ 220 кВ Каучук - Кама наблюдается при МДП в сечении 500 кВ "Урал - Запад".
Основным центром электроснабжения объектов нефтедобычи, расположенных на юге Сарапульского энергоузла, является РП 110 кВ Мостовое, получающий питание по двухцепной ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое, выполненной проводом сечением АС 150, одноцепная ВЛ 110 кВ РП - Мостовое - Подгорная - Пурга секционирована на ПС 110 кВ Подгорная.
От РП Мостовое по двум двухцепным ВЛ 110 кВ получают питание восемь ПС 110 кВ (к одной ВЛ 110 кВ подключено пять ПС 110 кВ, к другой - три ПС 110 кВ), что противоречит требованию "Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем" (СО 153-34.20.118-2003) по присоединению к двухцепной тупиковой ВЛ 110 кВ при электроснабжении промузлов до двух ПС 110 кВ (п. 5.28).
Кроме того, в отчетные 2011 и 2012 гг. наблюдается высокая загрузка ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое: в нормальной схеме в зимний максимум 2011 и 2012 гг. загрузка каждой цепи составляла 283 А (49% от длительно допустимого тока). При отключении одной цепи загрузка оставшейся в работе составит 595 А (103%), при этом уровень напряжения на ПС 110 кВ, питаемых от РП Мостовое, составляет 105 - 106 кВ. Указанный перегруз ВЛ 110 кВ противоречит требованию п. 5.25 "Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем" (СО 153-34.20.118-2003): схема и параметры распределительной сети должны обеспечивать надежность электроснабжения, при которой питание потребителей осуществляется без ограничения нагрузки с соблюдением нормативных требований к качеству электроэнергии при нормальной схеме сети и при отключении одной ВЛ (одной цепи двухцепной ВЛ).
Включение в транзит ВЛ 110 кВ РП Мостовое - Подгорная - Пурга не позволяет обеспечить допустимую загрузку одной цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое при отключении другой, более того при МДП в сечении 500 кВ "Урал - Запад" активная мощность передается с шин РП Мостовое к ПС 110 кВ Пурга, увеличивая загрузку ВЛ 110 кВ Кама - РП РП Мостовое (рисунок К.5). Загрузка одной цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое в указанном режиме составит 585 А (101%), что также недопустимо.
Следует отметить, что в летний период длительно допустимый ток ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое снижается до 450 А и при незначительном снижении нагрузки потребителей нефтедобычи перегрузка одной цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое при отключении другой будет выше и составит 10 - 15%.
Таким образом, рассмотренные режимы работы Сарапульского энергоузла в отчетный период выявили недопустимые перегрузки ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое при отключении одного электросетевого элемента, требуется усиление электрических сетей.

Воткинский энергоузел
Основными потребителями электрической энергии в Воткинском энергоузле являются предприятия нефтедобычи ОАО "Удмуртнефть", ООО "Белкамнефть", промышленные предприятия и коммунально-бытовой сектор г. Воткинска.
Электрическая нагрузка потребителей Воткинского энергоузла согласно зимнему контрольному замеру 2011 г. составила 198 МВт, 2012 г. - 216 МВт.
Центром электроснабжения Воткинского энергоузла является ПС 220/110 кВ Сива (2 x 125 МВ.А), присоединенная к электрическим сетям 220 кВ одноцепными отпайками от двухцепной ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1,2. Также по двухцепной ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор в Воткинский энергоузел поступает мощность из Пермской энергосистемы. Единственным генерирующим источником в энергоузле является Воткинская ТЭЦ установленной мощностью 16 МВт.
По протяженным ВЛ 110 кВ Сива - Газовая - Кыква - Комсомольская Воткинский энергоузел связан с Глазовским энергоузлом Удмуртской энергосистемы, по ВЛ 110 кВ Воткинск - Лесная - Ижевск - с Ижевским энергоузлом. Данные транзиты 110 кВ нормально секционированы на ПС 220 кВ Комсомольская и ПС 110 кВ Лесная соответственно, для уменьшения потерь электроэнергии и исключения недопустимых загрузок транзита при МДП в сечении 500 кВ "Урал - Запад".
Также от ПС 220 кВ Сива по ВЛ 110 кВ Сива - Черновская - Очер (нормально секционирована) и Сива - Ножовка получают питание потребители Пермской энергосистемы.
Источником электроснабжения объектов нефтедобычи, расположенных на северо-западе Воткинского энергоузла, является указанный выше транзит 110 кВ Сива - Газовая - Кыква - Комсомольская, выполненный проводом АС-150 и АС-120, к указанному транзиту присоединено пятнадцать подстанций 110 кВ.
Загрузка автотрансформаторов 220/110 кВ ПС Сива в зимний максимум 2011 г. составила в нормальном режиме 88 и 82 МВ.А (71 и 66% от номинальной мощности), в 2012 г. - 79 и 75 МВ.А (63 и 60%), при отключении одного АТ 220/110 кВ в 2011 г. - 133 МВ.А (106%), 2012 г. - 112 МВ.А (90%).
Загрузка каждой из цепей ВЛ 110 кВ Сива - Газовая в зимний максимум 2011 г. в нормальном режиме составляла 287 А (49% от длительно допустимого тока) и 292 А (50%), в зимний максимум 2012 г. - 259 А (45%) и 273 А (47%). При отключении одной цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая загрузка оставшейся в работе цепи в зимний максимум 2011 г. составляла 622 А (107%), в зимний максимум 2012 г. - 448 А (77%). Уровень напряжения на отдаленных ПС 110 кВ, питаемых по транзиту 110 кВ Сива - Комсомольская, в зимний максимум 2011 г. в указанных послеаварийных режимах составляет 101 - 104 кВ.
Следует отметить, что в зимнем замере 2012 г. транзит Сива - Комсомольская был замкнут, поэтому загрузка АТ 220/110 кВ ПС Сива и ВЛ 110 кВ ПС Сива - Газовая несколько меньше чем в 2011 г. за счет приема мощности от ПС 220 кВ Комсомольская. Однако, при максимально допустимых перетоках в сечении 500 кВ "Урал - Запад" и при замкнутом транзите 110 кВ Сива - Комсомольская загрузка АТ 220/110 кВ ПС Сива в режиме отключения одного АТ достигает 100% от номинальной мощности, загрузка одной цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая до 104% от длительно допустимого тока. Замыкание транзита Ижевск - Лесная - Воткинск не приводит к разгрузке одного АТ 220/110 кВ ПС Сива при отключении другого.
Также ввиду того, что мощность в Воткинский энергоузел помимо АТ 220/110 кВ Сива поступает по ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор, загрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Сива зависит от генерации Воткинской ГЭС, которая может значительно менять свою мощность: при снижении генерации на шинах 110 - 220 кВ Воткинской ГЭС ниже замерных значений 2011, 2012 гг., загрузка АТ 220/110 кВ ПС Сива будет еще выше указанной.
Выявленные перегрузки свыше длительно допустимых значений в послеаварийных режимах отключения одного АТ 220/110 кВ ПС Сива и одной цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая в зимний максимум 2011 г. и 2012 гг. свидетельствуют о недостатке автотрансформаторной мощности в Воткинском энергоузле и недостаточной пропускной способности ВЛ 110 кВ (даже при условии замыкания транзита ВЛ 110 кВ Сива - Комсомольская).
Нарушается п. 5.4 требования "Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем": схемы присоединения электростанций и подстанций к основной сети должны обеспечивать надежность питания энергоузлов и транзит мощности с учетом критерия N-1 (п. 5.4). Требуется разработка мероприятий по усилению электрических сетей Воткинского энергоузла.

Ижевский энергоузел
Основными потребителями электрической энергии в Ижевском энергоузле являются промышленные предприятия и коммунально-бытовой сектор г. Ижевска.
Электрическая нагрузка потребителей Ижевского энергоузла согласно зимнему контрольному замеру 2011 г. составила 566 МВт, 2012 г. - 622 МВт.
Центрами электроснабжения Ижевского энергоузла являются:
- ПС 220 кВ Ижевск (2 x 125 МВ.А), присоединенная к электрическим сетям 220 кВ ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1,2, Удмуртская - Ижевск и Ижевск - Балезино;
- ПС 220 кВ Позимь (2 x 125 МВ.А), присоединенная к электрическим сетям 220 кВ ВЛ 220 кВ Удмуртская - Позимь 1,2, Позимь - Металлург; Кама - Позимь;
- ПС 220 кВ Металлург (2 x 125 МВ.А), присоединенная к электрическим сетям 220 кВ ВЛ 220 кВ Позимь - Металлург и Каучук - Металлург.
Основными генерирующими источниками Ижевского энергоузла являются Ижевская ТЭЦ-1 установленной мощностью 60 МВт и Ижевская ТЭЦ-2 установленной мощностью 390 МВт.
Центры питания 220 кВ и РУ 110 кВ Ижевской ТЭЦ-2 связаны распределительной сетью 110 кВ (ВЛ 110 кВ Ижевск - Машзавод - Металлург, Ижевская ТЭЦ-2 - Ижевск, Позимь), к которой подключены городские подстанции 110 кВ.
Часть подстанций 110 кВ Ижевского энергоузла, в том числе подстанции в центральной части г. Ижевска, получают питание по двухцепным тупиковым ВЛ 110 кВ (ВЛ 110 кВ Ижевск - Культбаза, Ижевск - Майская, Позимь - Калашников, Позимь - Пирогово). К ВЛ 110 кВ Ижевск - Культбаза, Позимь - Калашников, Позимь - Пирогово присоединено более двух ПС 110 кВ, что противоречит требованию "Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем" по присоединению к двухцепной тупиковой ВЛ 110 кВ при электроснабжении городов до двух ПС 110 кВ (п. 5.28).
По ВЛ 110 кВ Ижевск - Лесная - Воткинск Ижевский энергоузел связан с Воткинским энергоузлом, по ВЛ 110 кВ Ижевск - Игерман - Азино - Ува, Позимь - Никольская и Машзавод - Вараксино - Никольская - с Садовым энергоузлом, по ВЛ 110 кВ Позимь - Пурга 1,2 - с Можгинским энергоузлом. Транзиты 110 кВ Ижевск - Лесная - Воткинск, Ижевск - Игерман - Азино - Ува, Машзавод - Вараксино - Никольская нормально секционированы для уменьшения потерь электроэнергии, для обеспечения селективности работы основных защит (на транзите 110 кВ Машзавод - Вараксино - Никольская) и исключения недопустимых загрузок транзита при МДП в сечении 500 кВ "Урал - Запад".
Загрузка автотрансформаторов 220/110 кВ Ижевского энергоузла в зимний максимум 2011, 2012 гг. составила в нормальном режиме соответственно:
- ПС Ижевск - 29 и 35 МВ.А (23 и 28% от номинальной мощности), 48 и 59 МВ.А (38 и 47%);
- ПС Позимь - каждого АТ по 50 МВ.А (40% от номинальной мощности), 63 МВ.А (50%);
- ПС Металлург - 53 и 46 МВ.А (42 и 37% от номинальной мощности), 60 и 56 МВ.А (48 и 45%);
в послеаварийном режиме отключения одного автотрансформатора:
- ПС Ижевск - 47 МВ.А (38% от номинальной мощности), 81 МВ.А (65%);
- ПС Позимь - 68 МВ.А (54% от номинальной мощности), 87 МВ.А (70%);
- ПС Металлург - 70 МВ.А (56% от номинальной мощности), 85 МВ.А (68%).
Как видно из представленных значений, загрузки автотрансформаторов Ижевского энергоузла в нормальных и послеаварийных режимах отключения одного автотрансформатора находятся в допустимых пределах, имеется запас по автотрансформаторной мощности. Увеличение загрузки АТ 220/110 кВ в зимний максимум 2012 г. относительно 2011 г. вызвано увеличением нагрузки энергоузла и передачи мощности по ВЛ 220 кВ от Воткинской ГЭС.
Передача максимально-допустимых потоков мощности в сечении 500 кВ "Урал - Запад" и "Запад - Урал" оказывает влияние на загрузку автотрансформаторов Ижевского энергоузла. Так, при МДП при передаче на Запад увеличивается загрузка АТ 220/110 кВ ПС Ижевск, Позимь. Загрузка одного АТ 220/110 кВ ПС Ижевск при отключении другого в зимний максимум 2012 г. при МДП в сечении 500 кВ "Урал - Запад" составит 102 МВ.А (82%), ПС Позимь - 89 МВ.А (71%), при отключении ВЛ 500 кВ Кармановская - Удмуртская (АДП 2100 МВт) загрузка АТ ПС Ижевск - 81 и 107 МВ.А, при отключении ВЛ 220 кВ Удмуртская - Сюга, загрузка каждого АТ 220/110 кВ ПС Позимь - 107 МВ.А.
При МДП в сечении 500 кВ "Запад - Урал" загрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Ижевск и Позимь несколько снижается: загрузка одного АТ 220/110 кВ ПС Ижевск при отключении другого в зимний максимум 2012 г. составит 62 МВ.А (50%), ПС Позимь - 81 МВ.А (65%). Изменение загрузки автотрансформаторов Ижевского энергоузла при различных перетоках мощности в сечении 500 кВ в большей степени обусловлено изменением потока мощности по ВЛ 110 кВ Позимь - Пурга - Сюга, которая шунтирует передачу по ВЛ 220 - 500 кВ.
Загрузка транзитных ВЛ 110 кВ Ижевского энергоузла (Ижевск - Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь, Ижевск - Машзавод - Металлург) в зимний максимум 2011 и 2012 г. в нормальном режиме и при отключении одного электросетевого элемента не превышает допустимых значений. Переток в сечении 500 кВ практически не оказывает влияние на загрузку указанных ВЛ 110 кВ.
Уровень напряжения в сети 110 кВ Ижевского энергоузла в нормальных режимах и при отключении одного электросетевого элемента в зимний максимум 2011, 2012 гг. находился в допустимых пределах.

Можгинский энергоузел
Основными потребителями электрической энергии в Можгинском энергоузле являются промышленные предприятия и коммунально-бытовой сектор г. Можги, п. Кизнер, ОАО "РЖД".
Электрическая нагрузка потребителей Можгинского энергоузла согласно зимнему контрольному замеру 2011 г. составила 132 МВт, 2012 г. - 145 МВт. Источники генерации в энергоузле отсутствуют.
Центрами электроснабжения Можгинского энергоузла являются ПС 220 кВ Сюга (2 x 125 МВ.А), присоединенная к сетям 220 кВ по ВЛ 220 кВ Удмуртская - Сюга, Саргуз - Сюга и ПС 220 кВ Саркуз (2 x 63 МВ.А), присоединенная к сетям 220 кВ по ВЛ 220 кВ Сюга - Саркуз и Вятские Поляны - Саркуз.
По ВЛ 110 кВ Позимь - Пурга 1,2 Можгинский энергоузел связан с Ижевским энергоузлом, ВЛ 110 кВ Кама - Бабино - Пурга и РП - Мостовое - Подгорная - Пурга - с Сарапульским энергоузлом Удмуртской энергосистемы (данные ВЛ 110 кВ нормально секционированы на ПС Бабино и Подгорная).
Особенностью электроснабжения Можгинского энергоузла является то, что питающие энергоузел ВЛ 220 кВ Удмуртская - Сюга - Саркуз и ВЛ 110 кВ Позимь - Пурга 1,2 шунтируют сечение 500 кВ "Урал - Запад", "Запад - Урал".
Загрузка автотрансформаторов 220/110 кВ ПС Сюга в зимний максимум 2011 г. составила в нормальном режиме 38 и 43 МВ.А (31 и 35% от номинальной мощности), в 2012 г. - 28 и 31 МВ.А (22 и 25%), при отключении одного АТ 220/110 кВ в 2011 г. - 73 МВ.А (58%), 2012 г. - 54 МВ.А (43%). На ПС 220 кВ Саркуз в зимний максимум 2011, 2012 гг. один АТ 220/110 кВ был отключен, загрузка другого составляла 21 МВ.А (34%) и 25 МВ.А (40%) соответственно.
Загрузка ВЛ 220 кВ Удмуртская - Сюга в нормальном режиме в зимний максимум 2011 г. составляла 192 А (19% от длительно допустимого тока, Iдоп = 1000 А, по оборудованию ПС Сюга), ВЛ 220 кВ Сюга - Саркуз была отключена. В зимний максимум 2012 г. загрузка ВЛ 220 кВ Удмуртская - Сюга составляла 589 А (59%), Сюга - Саркуз - 447 А (75%, Iдоп = 600 А, по трансформатору тока на ПС Саркуз), Вятские Поляны - Саркуз - 392 А (65%, Iдоп = 600 А, по трансформатору тока на ПС Саркуз).
При МДП в сечении 500 кВ "Урал - Запад" в зимний максимум 2012 г. в нормальном режиме загрузка ВЛ 220 кВ Удмуртская - Сюга достигает 798 А (80%), загрузка ВЛ 220 кВ Сюга - Саркуз - 710 А (118%), Вятские Поляны - Саркуз - 655 А (109%), ликвидация перегрузки которых осуществляется автоматикой АРЛ на ПС Сюга (ВЛ 220 кВ Сюга - Саркуз) с действием на деление сети (отключение СВ и АТ 1 на ПС 220 кВ Саркуз).
При отключении ВЛ 220 кВ Удмуртская - Сюга при МДП в сечении 500 кВ "Урал - Запад" (при устранении ограничения длительно допустимого тока в 600 А по ВЛ 220 кВ Сюга - Саркуз и недействии АРЛ ВЛ 220 кВ Сюга - Саркуз в нормальном режиме) в зимний максимум 2012 г. загрузка ВЛ 110 кВ Позимь - Пурга 1,2 достигает 600 А (104%, Iдоп = 581 А по проводу ВЛ), уровень напряжения в районе ПС Сюга снижается до 100 - 102 кВ.
В настоящее время возможные перегрузки ВЛ 110 кВ Позимь - Пурга 1,2 и снижение уровня напряжения в Можгинском энергоузле ликвидируются автоматикой АРОЛ ВЛ 220 кВ Удмуртская - Сюга, действующей при отключении ВЛ 220 кВ Удмуртская - Сюга, на деление сети (отключение СВ и АТ 1 на ПС Саркуз), однако при МДП в сечении 500 кВ "Урал - Запад" в зимний максимум 2012 г. действие указанной автоматики не приводит к увеличению напряжения в Можгинском энергоузле (рисунок К.10), загрузка ВЛ 110 кВ Позимь - Пурга становится допустимой.
В режиме отключения ВЛ 500 кВ Нижнекамская ГЭС - Удмуртская (АДП 2100 МВт в сечении "Урал - Запад") загрузка ВЛ 220 кВ Удмуртская - Сюга составляет 1023 А (102%), Сюга - Саркуз - 946 А (157%), Саркуз - Вятские Поляны - 889 А (148%).
Таким образом, выполненные расчеты режимов работы электрических сетей Можгинского энергоузла в отчетный период показали, что для ввода режима в допустимую область в нормальной схеме и при отключении одного электросетевого элемента требуется действие противоаварийной автоматики, что противоречит требованию п. 5.4 Методических рекомендаций о необходимости обеспечения достаточной пропускной способности только параметрами электрической сети (критерий N-1). Требуется усиление электрических сетей Можгинского энергоузла.

Садовый энергоузел
Основными потребителями электрической энергии в Садовом энергоузле являются предприятия и коммунально-бытовой сектор п. Ува, с. Селты и прилегающих районов.
Электрическая нагрузка потребителей Садового энергоузла согласно зимнему контрольному замеру 2011 г. составила 76 МВт, 2012 г. - 65 МВт. Источники генерации в энергоузле отсутствуют.
Снижение потребляемой мощности Садового энергоузла в замере 2012 г. относительно 2011 г. связано со снижением нагрузки ПС 110 кВ Арлеть.
Центром электроснабжения Садового энергоузла является ПС 220 кВ Садовая (1 x 125 МВ.А), присоединенная к сетям 220 кВ по одноцепной ВЛ 220 кВ Удмуртская - Садовая (69,7 км).
По ВЛ 110 кВ Ижевск - Игерман - Азино - Ува, Позимь - Никольская и Машзавод - Вараксино - Никольская Садовый энергоузел связан с Ижевским энергоузлом, ВЛ 110 кВ Балезино - Кестым - Селты и Комсомольская - Арлеть - с Глазовским энергоузлом Удмуртской энергосистемы. Транзиты 110 кВ Балезино - Кестым - Селты и Машзавод - Вараксино - Никольская нормально секционированы на ПС 110 кВ Вараксино и Селты. Электроснабжение пяти подстанций 110 кВ Садового энергоузла, подключенных к транзиту 110 кВ Балезино - Кестым - Селты, осуществляется из Глазовского энергоузла.
Загрузка автотрансформатора 220/110 кВ ПС Садовая в зимний максимум 2011 и 2012 гг. составила в нормальном режиме соответственно 47 МВ.А (38% от номинальной мощности) и 46 МВ.А (37%), по ВЛ 110 кВ Позимь - Никольская в энергоузел принималось 16 МВт (загрузка ВЛ - 77 А - 13% от длительно допустимого тока, Iдоп = 581 А по ошиновке ПС Позимь) и 15 МВт (77 А - 13%), по ВЛ 110 кВ Комсомольская - Арлеть в 2011 г. принималось 4 МВт (32 А, -%) и в 2012 г. передавалось 5 МВт (27 А, 4%).
Напряжение на шинах 110, 220 кВ ПС Садовая в нормальной схеме в зимний максимум 2011 г. составило 119 и 245 кВ, 2012 г. - 118, 240 кВ.
Наиболее "тяжелым" режимом для электроснабжения Садового узла является режим отключения одного АТ 220/110 кВ на ПС Садовая или ВЛ 220 кВ Удмуртская - Садовая. В зимний максимум 2011 г. в указанном послеаварийном режиме загрузка ВЛ 110 кВ Позимь - Никольская составляет 239 А (41%), в зимний максимум 2012 г. - 243 А (42%), напряжение на шинах 110 кВ ПС Садовая - 112 кВ (в расчетах режимов на 2012 г. нагрузка ПС Арлеть принята как в 2011 г. - 11 МВт).
При МДП в сечении 500 кВ "Урал - Запад" при отключении ВЛ 220 кВ Удмуртская - Садовая напряжение на шинах 110 кВ ПС Садовая снижается до 108 кВ, загрузка ВЛ 110 кВ Позимь - Никольская составляет 270 А (46%).
Следует отметить, что минимально допустимый уровень напряжения на шинах 110 кВ ПС Садовая согласно данным филиала ОАО "СО ЕЭС" Удмуртское РДУ составляет 105 кВ, то есть при максимально допустимых перетоках в сечении "Урал - Запад" и отключении ВЛ 220 кВ Удмуртская - Садовая напряжение на шинах 110 кВ близко к минимально допустимому и при незначительном увеличении уровня нагрузки Садового энергоузла может достичь минимально допустимых значений. Требуется разработка мероприятий по усилению сетей Садового энергоузла.

Глазовский энергоузел
Основными потребителями электрической энергии в Глазовском энергоузле являются промышленные предприятия и коммунально-бытовой сектор г. Балезино, Глазова, п. Игра и прилегающих районов, ОАО "Удмуртнефть", ОАО "Белкамнефть", ОАО "РЖД".
Электрическая нагрузка потребителей Глазовского энергоузла согласно зимнему контрольному замеру 2011 г. составила 230 МВт, 2012 г. - 219 МВт.
Единственным генерирующим источником в энергоузле является Глазовская ТЭЦ установленной мощностью 89,4 МВт.
Основным центрами электроснабжения Глазовского энергоузла являются:
- ПС 220/110 кВ Звездная (2 x 125 МВ.А), подключенная к энергосистеме по ВЛ 220 кВ Балезино - Звездная 1,2 и Фаленки - Звездная 1,2;
- ПС 220/35/6 кВ Глазов (2 x 40 МВ.А) и Юбилейная (1 x 40 МВ.А), подключенные к энергосистеме по ВЛ 220 кВ Звездная - Глазов 1,2;
- ПС 220/110 Балезино (2 x 125 МВ.А), подключенная к энергосистеме по ВЛ 220 кВ Балезино - Звездная 1,2, Ижевск - Балезино и Комсомольская - Балезино;
- ПС 220/110 Комсомольская (2 x 63 МВ.А), подключенная к энергосистеме по ВЛ 220 кВ Комсомольская - Балезино и Удмуртская - Комсомольская;
- ПС 220/35/10 кВ Игра (1 x 20 МВ.А, 1 x 25 МВ.А), подключенная двухцепной отпайкой от ВЛ 220 кВ Ижевск - Балезино и Удмуртская - Комсомольская. Также к ВЛ 220 кВ Звездная - Фаленки 1,2 двухцепными отпайками подключена тяговая ПС 220 кВ Кожиль (2 x 40 МВ.А).
По протяженным ВЛ 110 кВ Сива - Газовая - Кыква - Комсомольская (нормально секционированы) Глазовский энергоузел связан с Воткинским энергоузлом, по ВЛ 110 кВ Балезино - Кестым - Селты (нормально секционирована) и Комсомольская - Арлеть - с Садовым энергоузлом Удмуртской энергосистемы.
Основные центры электроснабжения Глазовского энергоузла - ПС 220/110 кВ Балезино, Звездная, Комсомольская не связаны сетью 110 кВ (за исключением протяженной нормально отключенной одноцепной ВЛ Балезино - Кестым - Селты - Комсомольская).
К шинам 110 кВ ПС Балезино подключен двухцепный транзит 110 кВ Балезино - Кузьма - Зюкай - Оверята, связывающий Глазовский энергоузел с Пермской энергосистемой. От данного транзита 110 кВ получает питание 21 подстанция 110 кВ (в основном тяговые, пять ПС 110 кВ на территории Удмуртской энергосистемы и шестнадцать - Пермской) и он нормально секционирован на ПС 110 кВ Зюкай (ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино).
Особенностью электроснабжения Глазовского энергоузла является то, что питающие энергоузел ВЛ 220 кВ шунтируют сечение 500 кВ "Урал - Запад", "Запад - Урал" (в большей степени ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка) и уровень напряжения в сети 110 кВ энергоузла зависит от передаваемой мощности по ВЛ 220, 500 кВ.
Загрузка автотрансформаторов и трансформаторов 220 кВ Глазовского энергоузла в зимний максимум 2011, 2012 гг. составила в нормальном режиме соответственно:
- ПС Балезино - 57 и 49 МВ.А (45 и 40% от номинальной мощности), 64 и 49 МВ.А (51 и 40%);
- ПС Комсомольская - 13 и 19 МВ.А (20 и 31% от номинальной мощности), 20 и 28 МВ.А (32 и 44% от номинальной мощности);
- ПС Звездная - каждого по 30 МВ.А (24% от номинальной мощности), каждого по 32 МВ.А (26%);
- ПС Глазов - каждого по 19 МВ.А (48% от номинальной мощности), каждого по 7 МВ.А (18%);
- ПС Игра - 7 и 19 МВ.А (35 и 74% от номинальной мощности), 8 и 19 МВ.А (40 и 74% от номинальной мощности);
- ПС Кожиль (один Т отключен) - 16 МВ.А (40% от номинальной мощности) и 9,5 МВ.А (24%);
в послеаварийном режиме отключения одного автотрансформатора:
- ПС Балезино - 106 МВ.А (85% от номинальной мощности), 112 МВ.А (90%);
- ПС Комсомольская - 32 МВ.А (51% от номинальной мощности), 39 МВ.А (62%);
- ПС Звездная - 61 МВ.А (49% от номинальной мощности), 59 МВ.А (47%);
- ПС Глазов - 33 МВ.А (83% от номинальной мощности), 13 МВ.А (33%);
- ПС Игра - 27 МВ.А (108% от номинальной мощности), 29 МВ.А (119%).
Как видно из представленных значений устойчиво высокую загрузку имеют автотрансформаторы ПС 220 кВ Балезино и трансформаторы ПС Игра (перегрузка более 5%).
Загрузка электрических сетей и уровень напряжения в Глазовском энергоузле в отчетный период находятся в основном в допустимых пределах в нормальной схеме и в послеаварийных режимах при отключении одного электросетевого элемента, в том числе при МДП в сечениях 500 кВ "Урал - Запад", "Запад - Урал".
Исключение составляет транзит 110 кВ Балезино - Оверята, где ситуация с электроснабжением потребителей достаточно напряженная.
По транзиту 110 кВ Балезино - Кузьма - Зюкай в зимний максимум 2011 г. передавалось 70 МВт, загрузка ВЛ 110 кВ Балезино - Пибаньшур и Балезино - Сегедур - 169 А (29% от длительно допустимого тока, Iдоп = 581 А по проводу ВЛ), в зимний максимум 2012 г. - 74 МВт, загрузка ВЛ 110 кВ Балезино - Пибаньшур и Балезино - Сегедур - 185 А (32%). По ВЛ 110 Оверята - Сюзьва, Григорьевская в зимний максимум 2011 г. передавалось 52 МВт.
При этом и в 2011 и в 2012 г. имел место перенос точки секционирования транзита 110 кВ на ПС 110 кВ Зюкай с ВЛ 110 кВ Зюкай - Верещагино, Кузьма на ВЛ Зюкай - Григорьевская 1,2.
При отключении одного АТ 220/110 кВ на ПС Балезино напряжение на ПС 110 кВ транзита 110 кВ, питаемых от Удмуртской энергосистемы, снижается до 110 кВ в зимний максимум 2011 г. и до 109 кВ в зимний максимум 2012 г. При отключении ВЛ 110 кВ Балезино - Пибаньшур или ВЛ 110 кВ Балезино - Сегедур загрузка оставшейся в работе цепи в зимний максимум 2011 г. составляет 360 А (62%), напряжение на шинах 110 кВ ПС Зюкай - 107 кВ, в зимний максимум 2012 г. - 394 А (68%) и 104 кВ.
При секционировании по нормальной схеме (выключатели Верещагино, Кузьма на ПС 110 кВ Зюкай) напряжение на шинах 110 кВ ПС Зюкай в нормальном режиме составляет 107 кВ, а при отключении ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская (Сюзьва) загрузка оставшейся в работе цепи составляет 457 А (79% от длительно допустимого тока, Iдоп = 581 А по проводу ВЛ), напряжение на шинах 110 кВ ПС Зюкай - 100 кВ.
Таким образом, при нормальной схеме секционирования транзита напряжение в районе ПС Зюкай снижается сильнее. В летний период при незначительном снижении нагрузок транзита загрузка одной цепи ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская (Сюзьва) при отключении другой может достигать 90%.
При уровне напряжения 100 - 104 кВ на ПС 110 кВ Зюкай значительно ухудшается качество электроснабжения объектов железной дороги и отдаленных подстанций, питаемых от ПС Зюкай (ПС 110 кВ Зюкайка, Городская, Вознесенск, Ударник, Сепыч, С. Коммунар), на которых установлена автоматика АОСН и возможно ограничение нагрузки потребителей в режимах с отключением одного электросетевого элемента.
При МДП в сечении 500 кВ "Урал - Запад" в нормальном режиме (питание ПС 110 кВ Зюкай - от Удмуртской энергосистемы) в зимний максимум 2012 г. напряжение в районе ПС 110 кВ Зюкай в нормальном режиме снижается до 107 кВ, при отключении ВЛ 110 кВ Балезино - Пибаньшур (Балезино - Сегедур) напряжение снижается до 100 - 104 кВ (ПС Кузьма - 104 кВ, ПС Зюкай - 100 кВ).
При отключении ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка (АДП в сечении "Урал - Запад", до действия АОПО ВЛ 220 кВ Ижевск - Балезино) напряжение на шинах 110 кВ ПС Балезино снижается до 106 кВ, ПС Кузьма - 97 кВ, Зюкай - 92 кВ. При указанных уровнях напряжения может нарушиться электроснабжение потребителей. После действия указанной АОПО на деление сети напряжение восстанавливается до 106 - 120 кВ.
Помимо указанных снижений напряжения следует отметить высокую загрузку автотрансформаторов 220/110 кВ ПС Балезино и ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская (Сюзьва) в режимах с отключением одного элемента (при питании ПС 110 кВ Зюкай от Удмуртской и от Пермской энергосистемы соответственно).
Таким образом, расчеты режимов для транзита 110 кВ Балезино - Оверята в отчетный период показали, что в режимах с отключением одного электросетевого элемента возможны снижения напряжения в районе ПС 110 кВ Кузьма, Зюкай до 92 - 104 кВ, при которых есть вероятность возникновения нарушения электроснабжения ответственных потребителей железной дороги и на отдаленных ПС 110 кВ, питаемых от ПС 110 кВ Зюкай, как при нормальной схеме секционирования транзита, так и при питании ПС 110 кВ Зюкай от Удмуртской энергосистемы. Требуются мероприятия по усилению транзита 110 кВ Балезино - Оверята.

Закамский энергоузел
Основными потребителями электрической энергии в Закамском энергоузле являются промышленные предприятия и коммунально-бытовой сектор г. Камбарки, ОАО "РЖД".
Электрическая нагрузка потребителей Закамского энергоузла согласно зимнему контрольному замеру 2011 г. составила 28 МВт, 2012 г. - 29 МВт.
Электроснабжение потребителей Закамского энергоузла осуществляется от Воткинской ГЭС по двум цепям ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Дубовая, Березовка - Камбарка и от Кармановской ГРЭС по двум цепям ВЛ 110 кВ Кармановская ГРЭС - Закамская 1,2.
Транзит 110 кВ ВГЭС - Камбарка - Кармановская ГРЭС секционирован на ПС 110 кВ Камбарка: отключен секционный выключатель 110 кВ, первая СШ ПС Камбарка питается от Воткинской ГЭС, вторая СШ - от Кармановской ГРЭС.
Загрузка ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Дубовая в зимний максимум 2011 г. и 2012 г. в нормальном режиме составляла соответственно 38 А (6% от длительно допустимого тока, Iдоп = 658 А по ошиновке ВГЭС) и 51 А (8%), ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Березовка - 32 А (5%, Iдоп = 658 А по ошиновке ВГЭС) и 40 А (6%).
Загрузка каждой цепи ВЛ 110 кВ Кармановская ГРЭС - Закамская в зимний максимум 2011 г. и 2012 г. в нормальном режиме составляла соответственно 57 А (610% от длительно допустимого тока, Iдоп = 600 А по трансформатору тока Кармановской ГРЭС) и 61 А (10%).
В режиме отключения ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Дубовая загрузка ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Березовка составляет в зимний максимум 2011 г. - 70 А (11%), в зимний максимум 2012 г. - 93 А (14%). В режиме отключения одной цепи ВЛ 110 кВ Кармановская ГРЭС - Закамская, загрузка оставшейся в работе цепи составляет 115 А (19%) в зимний максимум 2011 г. и 125 А (21%) в зимний максимум 2012 г. Уровень напряжения в нормальном и послеаварийных режимах на подстанциях 110 кВ Закамского энергоузла - не ниже 118 кВ.
Таким образом, рассмотренные режимы работы Закамского энергоузла в отчетный период показали, что обеспечивается надежное электроснабжение потребителей как в нормальной схеме, так и при отключении одного электросетевого элемента.

3. Основные направления
развития электроэнергетики Удмуртской Республики

3.1. Прогноз потребления электроэнергии
и мощности по энергосистеме Удмуртской Республики

Расчеты прогнозной потребности энергосистемы Удмуртской Республики в электроэнергии и электрической мощности на перспективу до 2020 г. выполнены с опорой на информацию по потребителям, а именно:
- опросные данные;
- сведения о заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей в филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала и филиал ОАО "МРСК Центра и Приволжья" - "Удмуртэнерго".
Кроме того, в расчетах учтена следующая информация:
- данные Министерства строительства, архитектуры и жилищной политики Удмуртской Республики по первоочередным перечням приоритетных проектов много- и малоэтажного жилищного строительства комплексного освоения территорий и многоэтажного жилищного строительства для развития застроенных территорий;
- данные Генерального плана г. Ижевска;
- данные Минэкономики Удмуртской Республики по прогнозируемой численности населения;
- данные администраций муниципальных образований Удмуртской Республики по перспективному развитию объектов общественного сектора коммунально-бытового хозяйства;
- данные "Схемы и Программы развития электроэнергетики Удмуртской Республики на 2013 - 2017 годы".
В отчетный период 1990 - 2012 гг. потребление электроэнергии в энергосистеме Удмуртской Республики и зоне ОЭС Урала находилось под макроэкономическим воздействием, о чем свидетельствуют синхронные изменения в темпах роста (снижения) годового электропотребления (рисунок 3.1.1).

Рисунок 3.1.1. Темпы роста (снижения) электропотребления
энергосистемы Удмуртской Республики и ОЭС Урала
в 1990 - 2012 годах

Рисунок не приводится.

Макроэкономическое воздействие на объемы производства и уровни потребления электроэнергии и электрической мощности в Удмуртской Республике сохраняется и в прогнозный период.
Вариантный подход при выполнении прогнозных расчетов потребления электроэнергии и электрической мощности по энергосистеме Удмуртской Республики обусловлен учетом макроэкономического воздействия, неоднозначностью исходных данных по отдельным крупным потребителям и комбыту, недостаточной информационной обеспеченностью по мелким промышленным предприятиям.
В настоящей работе в качестве минимального варианта прогнозных уровней потребления электроэнергии и электрической мощности энергосистемы Удмуртской Республики учтены данные прогноза филиала ОАО "СО ЕЭС" Удмуртское РДУ до 2018 года (таблица 3.1.1, рисунки 3.1.2 и 3.1.3).

Таблица 3.1.1. Прогнозные уровни потребления
электроэнергии и электрической мощности энергосистемы
Удмуртской Республики на период до 2019 года
(минимальный вариант)

Показатели
Отчет
Прогноз по годам
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Электропотребление, млн. кВт.ч
9396,7
9586
9730
9907
10003
10103
10199
Темпы роста, %
0,57
2,01
1,50
1,82
0,97
1,00
0,95
Собственный максимум электрической нагрузки, МВт
1515
1596
1618
1642
1662
1678
1694
Темпы роста, %
-3,93
5,35
1,38
1,48
1,22
0,96
0,95
Число часов использования собственного максимума электрической нагрузки, час. в год
6202
6006
6014
6033
6019
6021
6021

Максимальный (он же расчетный) вариант прогнозных уровней электропотребления и максимумов электрической нагрузки энергосистемы Удмуртской Республики на период до 2020 г. получен с учетом отмеченных исходных данных. Прогнозные уровни электропотребления и максимумы электрической нагрузки энергосистемы Удмуртской Республики на перспективу до 2020 г. приводятся в таблице 3.1.2 и на рисунках 3.1.2 и 3.1.3.

Таблица 3.1.2. Прогнозные уровни потребления
электроэнергии и электрической мощности энергосистемы
Удмуртской Республики на период до 2020 года
(максимальный вариант с учетом округления)

Энергосистемы, показатели
Отчет
Прогноз по годам
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Электропотребление, млрд. кВт.ч
9396,7
9800
9940
10050
10210
10320
10500
10700
Прирост, млрд. кВт.ч
52,6
280
140
110
160
110
180
200
Темпы роста, %
0,6
2,9
1,4
1,1
1,6
1,1
1,7
1,9
Собственный максимум электрической нагрузки потребителей, МВт
1515
1670
1700
1720
1750
1780
1820
1840
Число часов использования собственного максимума электрической нагрузки потребителей, часов в год
6202
5870
5850
5840
5830
5800
5770
5820

Потребность в электроэнергии и собственные максимумы электрической нагрузки энергосистемы Удмуртской Республики по опорным годам периода до 2019 г. оцениваются по указанным вариантам в диапазоне:
- на 2014 г. - 9586 - 9800 млн. кВт.ч и 1596 - 1670 МВт;
- на 2016 г. - 9907 - 10050 млн. кВт.ч и 1642 - 1720 МВт;
- на 2019 г. - 10199 - 10500 млн. кВт.ч и 1694 - 1820 МВт.
По максимальному варианту на 2019 - 2020 гг. потребность в электроэнергии оценивается соответственно 10500 - 10700 млн. кВт.ч, а в электрической мощности - 1820 - 1840 МВт.

Рисунок 3.1.2. Прогнозные уровни электропотребления
энергосистемы Удмуртской Республики на перспективу
до 2020 года

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.1.3. Собственные максимумы электрической
нагрузки энергосистемы Удмуртской Республики
на перспективу до 2020 года

Рисунок не приводится.

По минимальному варианту на перспективу до 2019 г. учтены среднегодовые темпы роста электропотребления порядка 1,9%, по максимальному - 1,9%. Для сравнения, в период 2005 - 2012 гг. среднегодовые темпы роста электропотребления в энергосистеме Удмуртской Республики составили 2,5%.
Подробный расчет прогнозной потребности в электроэнергии и электрической мощности энергосистемы Удмуртской Республики по максимальному варианту с учетом опросных данных крупных потребителей, заявок потребителей на техприсоединение и получение ТУ в электроснабжающие организации приводится в приложении Д, книга 2, том 1.
Прогнозная потребность в электрической мощности крупных предприятий Удмуртской Республики на период до 2020 года в соответствии с предоставленными и уточненными опросными данными приводится в таблице 3.1.3.

Таблица 3.1.3. Отчетная и прогнозная потребность
в электрической мощности крупных предприятий
Удмуртской Республики на перспективу до 2020 года
в соответствии с опросными данными

Потребители
Электрическая нагрузка, МВт
Отчет
Прогноз по годам
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Удмуртская энергосистема (с округлением)
1469
1577 (отчет)
1515 (отчет)
1670
1700
1720
1750
1780
1810
1840
в том числе:
ОАО "Удмуртнефть"
137
145
150
158
161
165
171
176
181
186
ОАО "Русэнергосбыт" (магистральный железнодорожный транспорт)
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
ОАО "Белкамнефть"
99
112
123
134
134
134
134
134
134
134
ОАО "Ижсталь"
90
90
90
90
90
90
90
90
90
90
ОАО "Чепецкий механический завод", всего (с учетом собственных нужд электростанции)
67
67
62
63
60
52
51
51
51
51
Всего по наиболее крупным предприятиям
507
528
539
559
558
555
560
565
570
575
ООО "Русэнергоресурс" (ОАО "СМЗН")
26
26
26
26
26
26
26
26
26
26
ФГУП "Ижевский механический завод"
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
ОАО "Иж-Авто"
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
ОАО "Воткинский завод"
21
21
21
21
21
21
21
21
21
21
ОАО "Буммаш"
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
ОАО "Сарапульский электрогенераторный завод"
10
11
11
12
12
12
13
13
13
14
ОАО "ИЭМЗ" Купол"
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
ОАО "ИРЗ"
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
ОАО "Свет"
6
7
7
7
7
7
7
7
7
7
ОАО "Нефтемаш"
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
ОАО "Редуктор"
4
5
5
5
5
5
5
5
5
5
ОАО "Сарапульский радиозавод"
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
ОАО НИТИ "Прогресс"
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
ОАО "Элеконд"
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
ОАО "Ижевский завод пластмасс"
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
ОАО "Удмуртский завод строительных материалов"
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
ОАО "Химмаш"
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
ОАО "Камбарский машзавод"
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Всего по опрошенным предприятиям
674
697
708
730
729
726
732
737
743
748
Доля опрошенных предприятий в электрической нагрузке потребителей энергосистемы, в процентах
46
44
44
44
43
42
42
41
41
41
Доля наиболее крупных предприятий в электрической нагрузке опрошенных предприятий, в процентах
75
76
76
77
77
76
76
77
77
77


Отчетные данные по потребителям за 2012 г. отсутствуют ввиду того, что опросные листы заполнялись предприятиями во второй половине 2012 г.
В 2011 г. максимум электрической нагрузки потребителей энергосистемы Удмуртской Республики составил 1469 МВт, доля опрошенных предприятий в нем без учета коэффициента совмещения нагрузки - 46% (674 МВт), а доля наиболее крупных потребителей - 34% (507 МВт). В электрической нагрузке опрошенных предприятий доля наиболее крупных предприятий оценивается величиной 75 - 77% в отчетный период и на перспективу до 2020 г.
Согласно предоставленным опросным данным промышленный рост потребления электрической мощности в Удмуртской Республике определяет нефтедобыча (таблица 3.1.4). В нефтедобыче суммарный прирост электрической нагрузки оценивается величиной 84 МВт до 2020 г., в том числе 49 МВт по ОАО "Удмуртнефть" и 35 МВт по ОАО "Белкамнефть".

Таблица 3.1.4. Прирост потребности в электрической мощности
предприятий Удмуртской Республики в перспективе
до 2020 года согласно опросным данным

Потребители
Прирост потребности в электрической мощности, МВт
2011 - 2015 гг.
2011 - 2020 гг.
Удмуртская энергосистема
263
371
в том числе:
ОАО "Удмуртнефть"
41
49
ОАО "Русэнергосбыт" (магистральный железнодорожный транспорт)
0
0
ОАО "Белкамнефть"
22
35
ОАО "Ижсталь"
0
0
ОАО "Чепецкий механический завод", всего (с учетом собственных нужд электростанции)
-16
-16
Всего по наиболее крупным предприятиям
47
68
ООО "Русэнергоресурс" (ОАО "СМЗН")
0
0
ФГУП "Ижевский механический завод"
0
0
ОАО "Иж-Авто"
0
0
ОАО "Воткинский завод"
1
0
ОАО "Буммаш"
0
0
ОАО "Сарапульский электрогенераторный завод"
3
4
ОАО "ИЭМЗ" Купол"
0
0
ОАО "ИРЗ"
0
0
ОАО "Свет"
0
0
ОАО "Нефтемаш"
0
0
ОАО "Редуктор"
0
1
ОАО "Сарапульский радиозавод"
0
0
ОАО НИТИ "Прогресс"
0
0
ОАО "Элеконд"
0
0
ОАО "Ижевский завод пластмасс"
0
0
ОАО "Удмуртский завод строительных материалов"
0
0
ОАО "Химмаш"
0
0
ОАО "Камбарский машзавод"
0
0
Всего по опрошенным предприятиям
51
74
Доля опрошенных предприятий в приросте электрической нагрузки потребителей энергосистемы, %
19
20
Доля наиболее крупных предприятий в приросте
электрической нагрузки опрошенных потребителей, %
91
92

По данным таблицы 3.1.4, на перспективу до 2020 г. суммарный прирост потребности в электрической мощности по энергосистеме Удмуртской Республики оценивается величиной 371 МВт относительно 2011 г., в том числе по опрошенным предприятиям 74 МВт, или 20%.
Основной прирост полезной потребности в электроэнергии и электрической мощности по энергосистеме учтен в комбыте (жилом, коммунальном и общественном секторах) в соответствии с заявками на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей в филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала и филиал "Удмуртэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья".
Суммарный заявленный прирост электрической нагрузки на стадии существующих и разрабатываемых проектов районных планировок, по заявкам на технологическое присоединение и выданным техусловиям на подключение оценивается величиной 381 МВт (таблица 3.1.5).

Таблица 3.1.5. Суммарный заявленный прирост потребности
в электрической мощности по энергосистеме
Удмуртской Республики

Наименования
Заявленная потребность в электрической мощности, МВт
Заявленная потребность с учетом коэффициентов реализации и совмещения
максимумов нагрузок, МВт
Всего по энергосистеме Удмуртской Республики
381
215

В расчетах прогнозных уровней потребления электрической мощности заявленный прирост нагрузки учтен со следующими коэффициентами реализации и совмещения максимумов нагрузок:
- по действующим договорам на ТП и выданным техусловиям (ТУ) - 0,6 о.е.;
- по перспективным нагрузкам на стадии разработки проектов районных планировок (ПРП), имеющихся ПРП и прироста, заявленного администрациями МО - 0,5 о.е.
Кроме того, в расчетах прогнозных уровней потребности в электроэнергии и электрической мощности по энергосистеме Удмуртской Республики учтен прирост потребности по следующим составляющим:
- потерям электроэнергии на транспорт в электрических сетях (в соответствии с имеющейся статистикой);
- собственным нуждам электростанций (в соответствии с планируемыми к строительству и выводу из эксплуатации генерирующими мощностями, учтенными в разделе 3.3 настоящей работы).
В таблицах 3.1.6 - 3.1.8 приводятся учтенные в таблице 3.1.6 данные по заявленной мощности в филиал "Удмуртэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" и филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала.

Таблица 3.1.6. Крупные заявки по действующим договорам
на техприсоединение потребителей филиала ОАО "МРСК Центра
и Приволжья" - "Удмуртэнерго"

Наименование объекта (мероприятия)
Местонахождение
Прирост потребности в электрической мощности, МВт
Срок ввода и освоения мощности
Наименование питающей подстанции
Примечание
Прирост потребности в электрической мощности за вычетом состоявшихся вводов, МВт
Многофункциональный комплекс "Италмас"
Пересечение ул. 10 лет Октября, Т. Барамзиной, Петрова в Устиновском районе
10
2011 - 2016
Кировская
Введено 6 домов из 12 запланированных, МФЦ в стадии строительства
5,5
Дачный поселок "Прудовый" (ИП Зайков)
УР, Завьяловский р-н, п. Динтем-Бодья
1,4
2014 - 2015
Каменное
Действующий договор на ТП
1,4
Застройка микрорайона А-10
г. Ижевск
6,3
2008 - 2015
Кировская, Союзная
Введено 7 домов из 14 запланированных
3,1
Жилой комплекс из семи жилых домов в 17 жилом районе "Север" (ООО "Альянс")
Октябрьский район г. Ижевска
2,8
2012 - 2015
Подлесная
Введено 3 дома из 7 запланированных
1,6
Завод по производству лекарственных препаратов с подъездной автодорогой (ООО "Медхимпром")
Завьяловский район
7
2014 - 2017
Мартьяны
Действующий договор на ТП
7
Коттеджный поселок "Солнечное" (ООО "Родовое поместье")
д. Пирогово Завьяловского района УР
2,5
2014 - 2018
Пирогово
Действующий договор на ТП
2,5
Линии питания электротранспорта (МУП "ИжГорЭлектроТранс" г. Ижевска)
г. Ижевск
3,4
2014 - 2015
Калашников
Действующий договор на ТП
3,4
Микрорайон Пугачевский-2 (ФГУП "ГУССТ № 8 при Спецстрое России")
УР, Завьяловский р-н, микрорайона Пугачевский-2
1,3
2013 - 2016
Завьялово
Договор на ТП исполнен
0,8
Карсовайское м/нефти (ОАО "Удмуртнефть")
УР, Балезинский р-н
5,8
2014 - 2016
Пызеп
Действующий договор на ТП
5,8
Производственное здание (ООО "НПЦ "Пружина")
УР, г. Ижевск, проезд Дерябина, 2/25
8,5
2014
Машзавод
Договор на ТП исполнен
4
Архангельское м/нефти (ОАО "Удмуртнефть")
УР, Увинский р-н
1,8
2014
Красное
Действующий договор на ТП
1,8
Киенгопское м/нефти (ОАО "Удмуртнефть")
УР, Як.-Бодьинский р-н
1,4
2014 - 2016
Кыква
Действующий договор на ТП
1,4
ДНТ Южный для электроснабжения домов поселка в количестве 450 шт. (ДНТ "Южный")
Завьяловский р-н, д. Сизево
1,2
2013 - 2016
Каменное
Действующий договор на ТП
1,2
Коттеджный поселок (ИП Ардашев)
Завьяловский район
1
2014
Лесная
Действующий договор на ТП
1,0
Комплекс салонов по продаже автомобилей (ООО "АМБ")
г. Ижевск
3
2012 - 2015
Кировская
Действующий договор на ТП
3,0
Коттеджные дома (260 ед.) (Тумаева Т.Г.)
Завьяловский район, д. Старые Кены
1,4
2015 - 2020
Завьялово
Действующий договор на ТП
1,4
Рыбохозяйственный комплекс, расположенный на территории Волковского гравийного карьера (ООО "ГК "Аквафонд")
Воткинский р-н, п. Новый
3,5
2014
Гравийная
Действующий договор на ТП
3,5
ЖК "Лесхозный" (ООО "ИжмашЭнергоСервис")
г. Ижевск
2
2014 - 2016
Заречная
Действующий договор на ТП
2
Малоэтажная жилая застройка "Чистопрудный" (МУП г. Ижевска "ИЭС")
г. Ижевск
1,1
2012 - 2014
Игерман, Пазелы
Договор на ТП исполнен
1,1
7-й и 8-й жилые мкр.
г. Ижевск
11,5
2008 - 2020
Автозавод, Восточная
Введено 5 домов из 16 запланированных
8,1
Застройка территории микрорайона № 12 (жилого района "Север")
г. Ижевск
1,6
2010 - 2014
Майская
-
1,6
Жилой квартал
п. Октябрьский
3,5
2010 - 2014
Нефтемаш
Введено 8 домов из 10 запланированных
0,8
Застройка жилого комплекса микрорайона "Восточный"
г. Ижевск
2,9
2009 - 2014
Восточная, ПС Союзная
-
2,9
Много- и малоэтажная застройка ООО "Зеленая долина"
Завьяловский район
4,1
2010 - 2015
Лесная
-
2,1
Жилые микрорайоны. "Молдованка", "Медик"
с. Завьялово
5,5
2010 - 2020
Завьялово
-
3,5
Малоэтажная застройка поселка "Первомайский"
Завьяловский район
1,2
2010 - 2015
Опытная
-
0,6
Жилой микрорайон. № 11, жилой район "Аэропорт"
г. Ижевск
3,4
2011 - 2018
Союзная
Введено 3 дома из 9 запланированных
2,3
ООО "Межрегиональная инвестиционная компания", коттеджный поселок
Завьяловский район
1,4
2014 - 2018
Прессовая
Действующий договор на ТП
1,4
ОАО "Удмуртнефть", Котовское м/н
Каракулинский район
2
2014 - 2016
Арзамасцево
Действующий договор на ТП
2
ИП Ощепков, складские помещения
г. Ижевск
1,2
2014 - 2015
Прессовая
Действующий договор на ТП
1,2
ООО ЖИК, коттеджный поселок
Завьяловский район
3,9
2014 - 2018
Прессовая
Действующий договор на ТП
3,9
ООО СК "Стройторг", торговый центр
г. Ижевск
1,6
2013 - 2015
Вокзальная
Действующий договор на ТП
1,6
ООО "Региональный Нефтяной консорциум"
Завьяловский район
3,1

Позимь
Действующий договор на ТП
3,1
ООО "Цветы Удмуртии"
г. Сарапул
2,9

Уральское
Действующий договор на ТП
2,9
Сериков Роман Николаевич, производственная площадка
г. Ижевск
4

Прессовая
Действующий договор на ТП
4
ООО "Инвестиции и недвижимость"
Завьяловский район
1,3

Каменное
Действующий договор на ТП
1,3
ОАО "Удмуртнефть", Котовское месторождение нефти
Каракулинский район
2

Арзамасцево
Действующий договор на ТП
2
ООО "Удмуртэнергонефть"
Каракулинский район
1,9

Мостовое
Действующий договор на ТП
1,9
ОАО "Белкамнефть", Арланское м/н
Каракулинский район
5

Мостовое
Действующий договор на ТП
5
ЗАО "Ижевскстекло", цех по производству стекла
Можгинский район
2

Чумайтло
Действующий договор на ТП
2
МУП ЖКХ
Можгинский район
4,6

Можга
Действующий договор на ТП
4,6
ИП Защихина Лилия Ильинична
г. Ижевск
4,2

Танково
Действующий договор на ТП
4,2
ОАО "Белкамнефть"
Шарканский район
2,2

Газовая
Действующий договор на ТП
2,2
МКУ Горстрой ГКНС № 3
г. Ижевск
5

Медведево
Действующий договор на ТП
5
ОАО "Милком", производственная площадка
Кезский район
2,6

Кез-тяга
Действующий договор на ТП
2,6
ОАО "Белкамнефть"
Завьяловский район
1,2

Гольяны
Действующий договор на ТП
1,2
ООО "Завод нефтегазового оборудования "Техновек"
г. Воткинск
2,5
2014 - 2016
Инструментальная
Действующий договор на ТП
2,5
ООО "Рент-Инвест", коттеджный поселок
Завьяловский район
2
2014 - 2018
Чекерил
Действующий договор на ТП
2,0
ООО "Электрические сети Удмуртии"
Кезский район
1
2013 - 2015
Кез-тяга
Договор на ТП исполнен
0,5
ООО "ТИТАН-Инвестстрой", коттеджный поселок
Завьяловский район
3
2014 - 2020
Каменное
Действующий договор на ТП
3,0
ООО "Инвестиции и недвижимость", коттеджный поселок
Завьяловский район
1,3
2014 - 2018
Каменное
Действующий договор на ТП
1,3
ООО "Удмуртская птицефабрика", цеха
Глазовский район
2,7
2014 - 2015
Бройлерная
Действующий договор на ТП
2,7
Действующие договора на ТП с учетом оставшихся вводов
163,7
-
-
-
137,5

Таблица 3.1.7. Перспективные электрические нагрузки,
заявленные в филиал "Удмуртэнерго" ОАО "МРСК Центра
и Приволжья" на стадии проектов районных планировок

Наименование объекта (мероприятия)
Прирост потребности в электрической мощности до 2017 года, МВт
Срок ввода и освоения мощности
Наименование питающей подстанции
Примечание
Уточненные нагрузки, МВт
Реконструкция республиканского спорткомплекса и прилегающей к нему территории
11,5
2014 - 2018
Калашников
Перспективные нагрузки
11,5
Жилой микрорайон
3,0
2013 - 2018
ПС Пазелы
Перспективные нагрузки
3,0
Микрорайон 16А "Север", торгово-развлекательный комплекс
1,9
2014 - 2018
Калашников
Перспективные нагрузки
1,9
Реконструкция района набережной Ижевского пруда и территории, прилегающей к Центральной площади
27,0
2014 - 2020
Калашников, Майская
Перспективные нагрузки
27,0
Застройка жилого квартала Советская - Орджоникидзе - Прасовский
2,4
2014 - 2020
Калашников
Перспективные нагрузки
2,4
Планировка территории на ул. Камбарской
15,0
2016 - 2025
Союзная
Перспективные нагрузки
15,0
Жилой мкр. Юбилейный
20,0
2011 - 2018
Ижевск, Центральная, Кировская
Перспективные нагрузки
20,0
Реконструкция жилого района, ограниченного улицами Молодежной, 40 лет Победы, Пр. Рупасова, просп. Калашникова
5,5
2014 - 2018
Восточная
Перспективные нагрузки
5,5
Реконструкция жилого района, ограниченного улицами Ленина, 40 лет Победы, 10 лет Октября, Совхозной
27,5
2017 - 2028
Восточная, Кировская, Союзная
Перспективные нагрузки
9,2
Строительство моста через реку Кама
1,9
2013 - 2015
Камбарка, Соколовка
Перспективные нагрузки
1,9
Жилой микрорайон "Александровский"
35,0
2015 - 2025
Машзавод, Пирогово
Перспективные нагрузки
15,9
Всего
150,7
-
-
-
113,3

Кроме того, по филиалу ОАО "МРСК Центра и Приволжья" - "Удмуртэнерго" в соответствии с действующими техусловиями на подключение электрической мощности потребителей от 1 кВт и выше заявлен прирост потребности в электрической мощности величиной 77 МВт.

Таблица 3.1.8. Перспективные электрические нагрузки,
заявленные в филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
на стадии выполнения проектов районной
планировки и на техприсоединение

Наименование объекта МРСК/РСК
Заявляемая максимальная мощность, МВт
Центр питания ФСК
Наименование объекта
Новая ПС 110 кВ "Пазелы"
35,3
ПС 220 кВ "Ижевск" ПС 220 кВ "Садовая"
Жилые микрорайоны Орловский, Пазелинский, Игерман, Чистопрудный (перевод нагрузки с ПС 110 кВ Игерман)
Новая ПС 110 кВ "Союзная"
52,1
ПС 220 "Позимь"
Потребители Устиновского района г. Ижевска, прилег. Завьяловского района
Новая ПС 110 кВ "Пызеп"
5,8
ПС 220 кВ "Звездная" ПС 220 кВ "Балезино"
Карсовайское месторождение нефти
ПС 110 кВ Мартьяны
13,4
ПС 220 кВ "Позимь"
Жилые микрорайоны с. Завьялово, Завьяловского района, завод по производству лекарственных препаратов ООО "Медхимпром"
ПС 110 кВ Кыква
1,4
ПС 220 кВ "Сива"
Киенгопское месторождение нефти
ПС 220 кВ Свобода
18,6
-
Объект УХО в пос. Кизнер
Всего заявлено
126,6
-
-
в том числе учтено по филиалу ОАО "МРСК Центра и Приволжья" - "Удмуртэнерго" (таблицы 3.6 - 3.7)
89,0
-
-
Итого (дополнительно к учтенному по филиалу ОАО "МРСК Центра и Приволжья" - "Удмуртэнерго")
37,6
-
-

В соответствии с данными Администраций Шарканского, Сюмсинского, Юкаменского, Якшур-Бодьинского, Дебесского, Балезинского, Граховского и Каракулинского муниципальных образований перспективный рост потребности в электрической мощности по объектам преимущественно общественного сектора комбыта оценивается в перспективе до 2020 г. величиной 29 МВт (таблица 3.1.9).

Таблица 3.1.9. Перспективный рост потребности
в электрической мощности в муниципальных образованиях
Удмуртской Республики по данным Администраций

ПЭС
МО
Рост потребности в электрической мощности согласно планам Администраций МО
МВт
период ввода
Центральные
Шарканский
2,2
до 2014
Центральные
Сюмсинский
0,7
до 2015
Глазовские
Юкаменский
0,3
до 2014
Глазовские
Якшур-Бодьинский
5,0
до 2018
Глазовские
Дебесский
2,7
до 2019
Глазовские
Балезинский
15,5
до 2020
Южные
Граховский
1,0
до 2020
Южные
Каракулинский
1,4
до 2018
Итого
-
28,7
-

3.2. Детализация прогнозного электропотребления и максимума
электрической нагрузки по энергорайонам энергосистемы
Удмуртской Республики

Производственные объединения энергосистемы. В таблице 3.2.1 представлен максимальный вариант прогнозной потребности в электроэнергии и электрической мощности энергосистемы Удмуртской Республики по зонам ответственности производственных объединений филиала ОАО "МРСК Центра и Приволжья" - "Удмуртэнерго" на период до 2020 г., полученный с учетом опросных данных и заявленного прироста электрической нагрузки потребителей, приведенного в разделе 3.1.

Таблица 3.2.1. Прогнозные уровни электропотребления
и потребность в электрической мощности по зонам
ответственности производственных объединений в собственный
максимум электрической нагрузки энергосистемы
Удмуртской Республики на период до 2020 года
максимальный вариант с учетом округления)

Производственные объединения
Отчет
Прогноз по годам
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Электрическая нагрузка по годам, МВт
Энергосистема Удмуртской Республики
1515
1670
1700
1720
1750
1780
1820
1840
в том числе:
Глазовские электрические сети
300
310
310
300
310
310
320
320
Центральные электрические сети
840
860
880
900
910
930
950
960
Южные электрические сети
480
500
510
520
530
540
550
560
Электропотребление по годам, млн. кВт.ч
Энергосистема Удмуртской Республики
9396, 7
9800
9940
10050
10210
10320
10500
10700
в том числе:
Глазовские электрические сети
1860
1860
1870
1840
1860
1870
1900
1930
Центральные электрические сети
4640
4790
4880
4980
5080
5140
5250
5370
Южные электрические сети
3020
3150
3190
3230
3270
3310
3350
3400
Число часов использования максимума электрической нагрузки, час. в год
Энергосистема Удмуртской Республики
6202
5870
5850
5840
5830
5800
5770
5820
Глазовские электрические сети
6150
6050
6070
6050
6040
6000
6030
6040
Центральные электрические сети
5530
5540
5550
5560
5560
5520
5550
5570
Южные электрические сети
6350
6360
6310
6270
6220
6170
6150
6110

В таблице 3.2.2 показано распределение заявленной потребности в электрической мощности энергосистемы Удмуртской Республики в границах ответственности производственных объединений филиала ОАО "МРСК Центра и Приволжья" - "Удмуртэнерго".

Таблица 3.2.2. Суммарный заявленный прирост потребности
в электрической мощности по энергосистеме
Удмуртской Республики в границах ответственности
производственных объединений

Наименование
Заявленная потребность в электрической мощности, МВт
Заявленная потребность с учетом коэффициентов реализации, МВт
Всего по энергосистеме Удмуртской Республики
381
215
в том числе:
Глазовские электрические сети
44
24
Центральные электрические сети (с учетом Ижевских городских)
213
117
Южные электрические сети
124
74

Из таблицы 3.2.2 видно, что наибольший прирост потребности в электрической мощности по энергосистеме заявлен в Центральных (вместе с Ижевскими городскими) электрических сетях (56%) и Южных электрических сетях (32%).
В Центральных электрических сетях рост потребности в электроэнергии и электрической мощности определяют потребители коммунально-бытового хозяйства (особенно жилого и общественного секторов), в Южных электрических сетях - нефтедобыча.
Энергоузлы. Прогнозная потребность энергосистемы Удмуртской Республики в электроэнергии и электрической мощности по энергоузлам на период до 2018 года по минимальному варианту представлена в таблице 3.2.3.

Таблица 3.2.3. Прогнозная потребность в электроэнергии
и электрической мощности энергоузлов в собственный максимум
электрической нагрузки энергосистемы Удмуртской Республики
на период до 2019 года (минимальный вариант)

Энергоузлы
Отчет
Прогноз по годам
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Потребность в электроэнергии, млн. кВт.ч
Энергосистема Удмуртской Республики
9396,7
9586
9730
9907
10003
10103
10199
в том числе энергоузлы:
Ижевский
3395,7
3464
3516
3580
3615
3651
3686
Можгинский
884,3
902
916
932
941
951
960
Воткинский
1303,1
1329
1349
1374
1387
1401
1414
Сарапульский
1474,7
1505
1527
1555
1570
1586
1601
Глазовский
1627,1
1660
1685
1716
1732
1749
1766
Садовый
554,2
565
574
584
590
596
601
Закамский
157,6
161
163
166
168
169
171
Потребность в электрической мощности в собственный максимум электрической нагрузки энергосистемы Удмуртской Республики, МВт
Энергосистема Удмуртской Республики
1515
1596
1618
1642
1662
1678
1694
в том числе энергоузлы:
Ижевский
590
622
630
639
647
653
660
Можгинский
140
147
150
152
154
155
156
Воткинский
213
224
227
231
234
236
238
Сарапульский
220
232
235
238
241
243
246
Глазовский
240
253
256
260
263
266
268
Садовый
82
86
88
89
90
91
92
Закамский
30
32
32
33
33
34
34
Примечание. Данные филиала ОАО "СО ЕЭС" - Удмуртское РДУ

Расчетная потребность энергосистемы Удмуртской Республики в электрической мощности по энергоузлам на период до 2019 года по максимальному варианту представлена в таблице 3.2.4.

Таблица 3.2.4. Прогнозное потребление электрической
мощности энергоузлов в собственный максимум электрической
нагрузки энергосистемы Удмуртской Республики на период
до 2019 года (максимальный вариант)

Энергоузлы
Потребность в электрической мощности в собственный максимум электрической нагрузки энергосистемы Удмуртской Республики, МВт
Факт
Прогноз по годам
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Энергосистема Удмуртской Республики
1515
1670
1700
1720
1750
1780
1820
в том числе:
Ижевский
590
670
693
704
723
740
757
Можгинский
140
170
175
176
178
180
184
Воткинский
213
229
230
232
235
238
243
Сарапульский
220
220
220
224
226
228
233
Глазовский
240
260
260
262
263
265
271
Садовый
82
90
90
90
92
95
97
Закамский
30
31
32
32
33
34
35

В соответствии с выполненными расчетами по максимальному варианту в прогнозный период до 2019 г. прирост потребности в электрической мощности по энергосистеме Удмуртской Республики (таблица 3.2.5) оценивается величиной порядка 305 МВт. Его в основном определяют потребители жилого и общественного секторов комбыта Ижевского энергоузла (167 МВт, или 55% от учтенного прироста), объект УХО в пос. Кизнер Можгинского энергоузла, предприятия нефтедобычи в Сарапульском, Воткинском, Глазовском, Можгинском энергоузлах.
По минимальному варианту прирост потребности в электрической мощности по энергосистеме Удмуртской Республики до 2019 г. оценивается величиной 179 МВт. Его определяют объекты Можгинского энергоузла (16 МВт, или 9% от учтенного прироста по энергосистеме), Сарапульского энергоузла (26 МВт, или 15% от прироста по энергосистеме), Воткинского энергоузла (25 МВт, или 14% от прироста по энергосистеме), Глазовского энергоузла (28 МВт, или 16% от прироста по энергосистеме) и, отчасти, комбыт Ижевского энергоузла (70 МВт, или 39% МВт от учтенного прироста).

Таблица 3.2.5. Прогнозный прирост и структура прироста
потребности в электрической мощности по энергоузлам
энергосистемы Удмуртской Республики на перспективу
до 2019 г. по максимальному и минимальному вариантам

Энергоузлы
Прирост потребности в электрической мощности за 2012 - 2018 гг., МВт
Доля в приросте, %
Максимальный вариант
Энергосистема Удмуртской Республики
305
100
в том числе энергоузлы:
Ижевский
167
55
Можгинский
44
14
Воткинский
30
10
Сарапульский
13
4
Глазовский
31
10
Садовый
15
5
Закамский
5
2
Минимальный вариант
Энергосистема Удмуртской Республики
179
100
в том числе энергоузлы:
Ижевский
70
39
Можгинский
16
9
Воткинский
25
14
Сарапульский
26
15
Глазовский
28
16
Садовый
10
5
Закамский
4
2

3.3. Планируемые к строительству и выводу из эксплуатации
генерирующие мощности на электростанциях энергосистемы
Удмуртской Республики

Перспективное развитие электростанций Удмуртской энергосистемы принято на основании информации, полученной от собственников.
В рамках договоров о предоставлении мощности на оптовый рынок на Ижевской ТЭЦ-1 предусматривается ввод новой генерирующей мощности - парогазового энергоблока установленной электрической мощностью 230 МВт, тепловой - 157 Гкал/ч.
Ввод ПГУ-230 намечается в начале 2014 года, продажа мощности на КОМ с 01.05.2014.
В состав ПГУ входит газовая турбина производства компании "Силовые машины" установленной электрической мощностью 160 МВт и паровая турбина производства ЗАО "Уральский турбинный завод" установленной электрической мощностью 70 МВт.
Ввод нового современного энергоблока на Ижевской ТЭЦ-1 повысит надежность электроснабжения потребителей Ижевского энергоузла, снизит загрузку АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Ижевск, Позимь, Металлург.
В связи с вводом ПГУ-230 на Ижевской ТЭЦ-1 в прогнозный период изменится структура генерирующих мощностей Удмуртской энергосистемы: на конец рассматриваемого периода доля ТЭЦ составит 72%, ПГУ - 28% от суммарной установленной мощности электростанций.
По данным филиала ОАО "ТГК-5" "Удмуртский" в прогнозный период 2016 - 2020 гг. изменение в составе турбинного оборудования на Ижевской ТЭЦ-1 не планируется.
С учетом намечаемых мероприятий по развитию Ижевской ТЭЦ-1 ее установленная электрическая мощность в прогнозный период начиная с 2014 г. и до конца рассматриваемого периода составит 290 МВт.
По данным филиала ОАО "ТГК-5" "Удмуртский" в прогнозный период 2013 - 2020 гг. на Ижевской ТЭЦ-2 изменения установленной мощности за счет ввода или демонтажа турбинного оборудования не намечаются.
До конца рассматриваемого периода установленная электрическая мощность Ижевской ТЭЦ-2 и Сарапульской ТЭЦ составит 390 МВт и 10,7 МВт соответственно.
На основании опросных листов промышленных предприятий (в настоящей работе принято следующее перспективное развитие станций промышленных предприятий Удмуртской энергосистемы):
- на Воткинской ТЭЦ (ОАО "Воткинский завод") в 2017 г. намечается ввод турбины типа Р-12 установленной мощностью 12 МВт, демонтаж существующего турбинного оборудования не планируется;
- ОАО "Ижавто" в 2013 г. введена на базе существующей котельной два блочных противодавленческих турбоагрегата единичной мощностью 3 МВт и 3,5 МВт, суммарной установленной электрической мощностью 6,5 МВт (ТЭЦ ОАО "Ижавто"). Ввод в эксплуатацию собственной электростанции позволит сократить внешние закупки электроэнергии заводом на 30 - 50% и вырабатывать порядка 40 млн кВтч электроэнергии. При этом выработка необходимых объемов пара с давлением 2,5 атм. для обеспечения технологических процессов завода сохраняется. В отопительный период предполагается работа двух турбоагрегатов, в летний период в работе будет находиться один турбоагрегат. Турбины для электростанции поставлены Калужским турбинным заводом и укомплектованы генераторами, изготовленными ПО "ЛЭЗ" (г. Санкт-Петербург).
В таблицах 3.3.1 и 3.3.2 приводится перечень новых и расширяемых электростанций и перечень агрегатов, намечаемых к демонтажу на электростанциях Удмуртской энергосистемы, на период до 2020 г.

Таблица 3.3.1. Перечень расширяемых электростанций
на территории Удмуртской энергосистемы на период до 2020 г.

Наименование электростанции (тип турбоагрегата)
Принадлежность
Год ввода
Вид топлива
Обоснование необходимости
Вводимая мощность, МВт
Место расположения
Ижевская ТЭЦ-1 (ПГУ-230)
ОАО "ТГК-5"
2014
газ
ДПМ
230
г. Ижевск
Воткинская ТЭЦ (Р-12)
ОАО "Воткинский завод"
2017
газ
План ОАО "Воткинский завод"
12
г. Воткинск
Итого
-
-
-
-
242,0
-

Таблица 3.3.2. Перечень демонтируемых агрегатов
на электростанциях Удмуртской энергосистемы
на период до 2020 г.

Наименование электростанции (тип турбоагрегата)
Принадлежность
Год вывода из эксплуатации (демонтажа)
Вид топлива
Выводимая мощность, МВт
Вид демонтажа
Место расположения
Ижевская ТЭЦ-1 (ст. № 6)
ОАО "ТГК-5"
2013 (2015)
газ
9
окончательный
г. Ижевск
Итого
-
-
-
9
-
-

В таблице 3.3.3 приводится динамика установленной мощности электростанций Удмуртской энергосистемы с учетом вводов и демонтажа генерирующей мощности в период до 2020 г.

Таблица 3.3.3. Динамика установленной мощности
электростанций Удмуртской энергосистемы с учетом вводов
и демонтажа генерирующей мощности в период до 2020 г.

В мегаваттах

Наименование
2012 г.
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
Установленная мощность
579,6
577,1
807,1
807,1
807,1
819,6
819,6
819,6
819,6
Вводы мощности, всего
0
6,5
0
0
0
12
0
0
0
в том числе:
Филиал ОАО "ТГК-5" "Удмуртский"
0
0
230
0
0
0
0
0
0
Ижевская ТЭЦ-1
0
0
230
0
0
0
0
0
0
Ижевская ТЭЦ-2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Сарапульская ТЭЦ
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Станции промышленных предприятий, всего
0
6,5
0
0
0
12
0
0
0
в том числе:
Воткинская ТЭЦ
0
0
0
0
0
12
0
0
0
Глазовская ТЭЦ
0
0
0
0
0
0
0
0
0
ТЭЦ ОАО "Ижавто"

6,5
0
0
0
0
0
0
0
Вывод мощности из эксплуатации, всего
0
9
0
0
0
0
0
0
0
в том числе:
Филиал ОАО "ТГК-5" "Удмуртский"
0
9
0
0
0
0
0
0
0
в том числе:
Ижевская ТЭЦ-1
0
9
0
0
0
0
0
0
0
Станции промышленных предприятий, всего
0
0
0
0
0
0
0
0
0
в том числе:
Глазовская ТЭЦ
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Примечание. Установленная мощность приводится с учетом Мини-ТЭЦ "Дружба"

В соответствии с данными филиала ОАО "ТГК-5" "Удмуртский" и опросными листами предприятий в прогнозный период в часы зимнего максимума ограничений установленной мощности электростанций Удмуртской энергосистемы не планируется.
В таблице 3.3.4 приводится динамика остающейся в эксплуатации мощности (установленной и располагаемой) действующих электростанций Удмуртской энергосистемы в период до 2020 г.

Таблица 3.3.4. Динамика остающейся в эксплуатации мощности
действующих электростанций Удмуртской энергосистемы
в период до 2020 г.

В мегаваттах
Наименование
2011 г. (отчет)
2012 г. (отчет)
2013 г. (отчет)
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
Электростанции филиала ОАО "ТГК-5" "Удмуртский"
Ижевская ТЭЦ-1
69/69
69/69
60/60
290/290
290/290
290/290
290/290
290/290
290/290
290/290
Ижевская ТЭЦ-2
390/390
390/390
390/390
390/390
390/390
390/390
390/390
390/390
390/390
390/390
Сарапульская ТЭЦ
10,7/11,1
10,7/10,7
10,7/10,7
10,7/10,7
10,7/10,7
10,7/10,7
10,7/10,7
10,7/10,7
10,7/10,7
10,7/10,7
Электростанции промышленных предприятий
Воткинская ТЭЦ
16/16
16/16
16/16
16/16
16/16
16/16
28/28
28/28
28/28
28/28
Глазовская ТЭЦ
89,4/ 87,9
89,4/ 87,9
89,4/ 87,9
89,4/ 87,9
89,4/ 87,9
89,4/ 87,9
89,4/ 87,9
89,4/ 87,9
89,4/ 87,9
89,4/ 87,9
ТЭЦ ОАО "Ижавто"
0
0
6,5/6,5
6,5/6,5
6,5/6,5
6,5/6,5
6,5/6,5
6,5/6,5
6,5/6,5
6,5/6,5
МУП "Горкоммунтеплосеть"
Мини-ТЭЦ "Дружба"
4,5/4,5
4,5/4,5
4,5/4 5
4,5/4,5
4,5/4,5
4,5/4,5
4,5/4,5
4,5/4,5
4,5/4,5
4,5/4,5
Итого по Удмуртской энергосистеме
579,6/ 578,5
579,6 / 578,5
577,1,1/ 575,6
807,1 / 805,6
807,1 / 805,6
807,1 / 805,6
819,1 / 805,6
819,1 / 805,6
819,1 / 805,6
819,1 / 805,6
Примечания:
1. В числителе приводится установленная мощность электростанций, в знаменателе - располагаемая мощность электростанций.
2. Показатели за отчетные 2011, 2012 и 2013 гг. приводятся на час прохождения собственного максимума нагрузки Удмуртской энергосистемы

3.4. Оценка перспективной балансовой ситуации по мощности
и электроэнергии в энергосистеме Удмуртской Республики

На основании прогнозных уровней электропотребления и электрических нагрузок (раздел 3.1), а также намечаемого развития электростанций (раздел 3.3) составлены балансы мощности и электроэнергии Удмуртской энергосистемы на перспективный период до 2020 г.

Баланс мощности на зимний максимум нагрузки
Балансы мощности приводятся по варианту с максимальными уровнями электрических нагрузок, который выбран для расчетов потокораспределения и определения оптимального развития электросетевых объектов (раздел 3.5.2).

Баланс мощности на зимний максимум нагрузки приводится в таблице 3.4.1.
Увеличение максимума электрической нагрузки Удмуртской энергосистемы за период 2012 - 2020 гг. оценивается величиной 242 МВт. Соответственно прирост располагаемой мощности ожидается в размере 242 МВт.
По данным филиала ОАО "ТГК-5" "Удмуртский" и опросных листов промышленных предприятий, ремонт оборудования и ограничения мощности на электростанциях Удмуртской энергосистемы при прохождении зимних максимальных нагрузок на период до 2020 г. не планируются.
Доля электростанций Удмуртской энергосистемы в покрытии максимума электрической нагрузки оценивается на этапе 2015 г. - 50,3%, на этапе 2020 г. - 45,2%.
На всю рассматриваемую перспективу баланс мощности Удмуртской энергосистемы складывается с дефицитом мощности величиной от 888 МВт до 1021 МВт.
Планируемый филиалом ОАО "ТГК-5" "Удмуртский" ввод парогазового энергоблока в 2014 г. установленной электрической мощностью 230 МВт в соответствии с Договором о предоставлении мощности на оптовый рынок позволит сократить объем получаемой из соседних энергосистем мощности, повысить надежность электроснабжения потребителей, тем не менее проблема дефицита мощности Удмуртской энергосистемы при прохождении максимальных зимних и летних нагрузок в прогнозный период до 2020 г. сохранится.
Рост электрической нагрузки потребителей, недостаточные объемы вводов новых генерирующих мощностей, большой процент износа основного энергетического оборудования не позволяют решить проблему дефицита электрической мощности в Удмуртской энергосистеме в прогнозный период до 2020 г.
Более 50% будет покрываться за счет приема мощности из других энергосистем по существующим электрическим связям.

В таблице 3.4.2 приводится прогнозный баланс мощности по энергоузлам Удмуртской энергосистемы.
Анализ таблицы 3.4.2 показывает, что в перспективный период улучшение балансовой ситуации наблюдается только в Ижевском энергоузле после ввода ПГУ-230 на Ижевской ТЭЦ-1. В 2014 г. баланс мощности Ижевского энергоузла сложился с избытком величиной 24 МВт. В остальных энергоузлах Удмуртской энергосистемы в рассматриваемый период ожидается сохранение, а в некоторых энергорайонах увеличение дефицита мощности по сравнению с 2011 г. и 2012 г.

Балансы мощности для характерных периодов года
Коэффициенты снижения электрической нагрузки Удмуртской энергосистемы для перечисленных характерных периодов года по отношению к зимнему максимуму нагрузки определены на основании ретроспективных контрольных замеров за 2009 г., 2010 г., 2011 г. (таблица 3.4.3).

Таблица 3.4.3. Коэффициенты снижения электрической нагрузки
Удмуртской энергосистемы для характерных периодов года

В относительных единицах
Наименование
Зима мин./зима макс.
Лето макс./зима макс.
Лето мин./зима макс.
Паводок/зима макс.
К сн
0,78
0,76
0,62
0,76

На электростанциях филиала ОАО "ТГК-5" "Удмуртский" в летний период учтено снижение установленной мощности за счет сезонных ограничений мощности, также учитывается величина плановых ремонтов турбинного оборудования. Ограничения установленной мощности парогазового энергоблока (ПГУ-230) на Ижевской ТЭЦ-1 в летний максимум нагрузки составляют 20 МВт, при этом мощность ПГУ составляет 210 МВт, в том числе газовой турбины - 138,7 МВт, паровой турбины - 71,3 МВт.
На основании опросных листов промышленных предприятий учтены ограничения мощности в летний период на Воткинской ТЭЦ в размере 12 МВт, на Глазовской ТЭЦ в летний период ограничений установленной электрической мощности нет.
В летний минимум нагрузки учитывается минимальная электрическая мощность электростанций филиала ОАО "ТГК-5" "Удмуртский" по условиям теплопотребления.
Нагрузка станций промышленных предприятий принята на основании анализа контрольных замеров за последние три года.
В паводковый период (конец мая, начало июня) нагрузка электростанций принята как для режима летнего максимума.
Анализ балансов мощности для характерных периодов года показывает, что при сезонном снижении электрической нагрузки потребителей с учетом прогнозируемых ограничений мощности и ремонтов на электростанциях дефицит мощности Удмуртской энергосистемы сохраняется на весь рассматриваемый период.

Баланс электроэнергии
Прирост электропотребления Удмуртской энергосистемы в период 2012 - 2015 гг. оценивается величиной 596 млн. кВт.ч, в период 2012 - 2020 г. - 1356 млн. кВт.ч.
При составлении балансов электроэнергии на прогнозный период до 2020 года число часов использования установленной мощности на существующих электростанциях принято на уровне отчетного 2012 года.
Выработка электроэнергии на парогазовом энергоблоке (ПГУ-230) в первые годы эксплуатации (2014 - 2016 гг.) рассчитана при числе часов использования располагаемой мощности - 4500 - 5500 час/год, в последующие годы (2017 - 2020 гг.) - 6000 - 6500 час/год.
Прогнозная выработка на станциях промышленных предприятий Удмуртской энергосистемы принята по данным собственников: ОАО "Воткинский завод" и ОАО "Чепецкий механический завод".
Как видно из таблицы, сальдированный прием электроэнергии в Удмуртскую энергосистему на этапах 2015 г. и 2020 г. гг. оценивается в размерах 5450 млн. кВт.ч и 5980 млн. кВт.ч соответственно, что составляет 54 - 56% от суммарной потребности в электроэнергии в целом по Удмуртской энергосистеме.
Таким образом, анализ полученных перспективных балансов мощности и электроэнергии показывает, что потребность Удмуртской энергосистемы в мощности и электроэнергии от собственных энергоисточников, расположенных на территории Удмуртской Республики, с учетом их перспективного развития в прогнозный период до 2020 года не обеспечивается.
В период до 2020 г. балансы мощности и электроэнергии Удмуртской энергосистемы прогнозируются дефицитными с приемом недостающих объемов мощности и электроэнергии из соседних энергосистем: Пермской, Башкирской энергосистем и ОЭС Средней Волги.

3.5. Схема развития электрической сети 110 кВ
и выше энергосистемы Удмуртской Республики

3.5.1. Основные положения для разработки схемы

Основными регламентирующими документами для разработки рекомендаций по развитию электрических сетей 110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы являются "Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем" (СО 153-34.20.118-2003), "Правила устройства электроустановок" (ПУЭ, седьмое издание 2002 г., раздел 1, пункты 1.2.11 - 1.2.14), "Инструкция по проектированию городских электрических сетей" (РД 34.20.185-94).
Учитывая требования регламентирующих документов, проектирование развития электрических сетей энергосистемы, обеспечивающих передачу электроэнергии от электростанций и подстанций основной сети к потребителям электроэнергии, основывается на следующем:
- схема электрической сети энергосистемы должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие с учетом рационального сочетания вновь сооружаемых электрических сетей с действующими и вновь сооружаемыми сетями других классов напряжения;
- в полном объеме должно быть обеспечено покрытие электрических нагрузок потребителей и передача мощности в нормальных и послеаварийных режимах с отключением одного электросетевого элемента без действия противоаварийной автоматики (принцип N-1);
- уровни напряжения в нормальных режимах и отклонения напряжения от номинального в сети должны соответствовать требованиям ГОСТ 13109-97. Указанные требования распространяются и на режимы передачи максимально допустимых перетоков мощности (по апериодической статической устойчивости).
Также при разработке рекомендаций по развитию электрических сетей 110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы учитывались требования следующих нормативных документов:
- "Методических указаний по устойчивости энергосистем" (СО 153-34.20.576-2003);
- "Руководящих указаний по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования" РД 153-34.0-20.527-98.

3.5.2. Расчетные условия

В настоящей работе в качестве основного варианта для разработки рекомендаций по развитию электрических сетей принят максимальный вариант развития электроэнергетики Удмуртской Республики (раздел 3.1 настоящей книги), задачей которого является разработка наиболее вероятной схемы электрических сетей 110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы.
Выбор максимального варианта прогнозной потребности в электрической мощности Удмуртской энергосистемы в настоящей работе обусловлен следующим:
- неполным учетом выявленного потенциала потребности в электроэнергии и электрической мощности по минимальному варианту;
- необходимостью снятия сетевых ограничений по обеспечению потребительского спроса в энергосистеме в максимально возможном объеме.
С учетом изложенного, для разработки схемы развития электрических сетей 110 кВ и выше Удмуртской Республики в настоящей работе приняты следующие уровни электрической нагрузки потребителей (зимний максимум):
- 2014 - 2015 г. - 1700 МВт;
- 2016 г. - 1720 МВт;
- 2019 г. - 1820 МВт.
В разделе 3.4 настоящей книги представлены перспективные балансы мощности, из которых видно, что на всю рассматриваемую перспективу баланс мощности Удмуртской энергосистемы складывается с дефицитом мощности от 880 до 1021 МВт, более 50% потребности в электрической нагрузке Удмуртской энергосистемы будет покрываться из других энергосистем.
При разработке схемы развития электрических сетей Удмуртской энергосистемы учитывались:
- перспективное состояние генерирующих источников энергосистемы (раздел 3.3 настоящей книги);
- перспективные балансы мощности по Удмуртской энергосистеме и ее энергоузлам (раздел 3.4 настоящей книги);
- намечаемый ввод электросетевых объектов 110 кВ в соответствии с Инвестиционной программой филиала ОАО "МРСК Центра и Приволжья" - "Удмуртэнерго", объектов 220, 500 кВ - с Инвестиционной программой и ответом ОАО "ФСК ЕЭС" и Инвестиционной программой ЗАО "Электросеть" на 2013 - 2015 гг.;
- намерения крупных промышленных потребителей по вводу электросетевых объектов.

3.5.3. Развитие сетей 220 - 500 кВ Удмуртской энергосистемы

Согласно Инвестиционной программе ОАО "ФСК ЕЭС" в 2013 г. осуществлен ввод ВЛ 500 кВ Помары - Удмуртская с расширением ПС 500 кВ Удмуртская на две ячейки выключателей 500 кВ и установкой управляемого шунтирующего и шунтирующего реакторов 500 кВ.
Также в 2013 г. осуществлен ввод ПС 220/10 кВ Свобода (2 x 32 МВ.А) с подключением к электрическим сетям 220 кВ шлейфовыми заходами ВЛ 220 кВ Саркуз - Вятские Поляны и в 2014 году намечен ввод ВЛ 220 кВ Удмуртская - Свобода.
Как показал анализ существующего состояния транзитной сети 220 - 500 кВ Удмуртской энергосистемы, при максимально допустимых перетоках в сечении 500 кВ "Урал - Запад" имеют место перегрузки сетей 220 кВ Удмуртской энергосистемы в режимах с отключением одного электросетевого элемента.
Выполненные расчеты режимов на этапы 2013 - 2014, 2015 гг. выявили недопустимые перегрузки сверх длительно допустимых токов следующих ВЛ 220 кВ Удмуртской энергосистемы при МДП в сечении "Урал - Запад":
- ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1,2;
- ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург, ВЛ 220 кВ Позимь - Металлург;
- ВЛ 220 кВ Ижевск - Балезино;
- ВЛ 220 кВ Звездная - Фаленки 1,2.
Для устранения перегрузок ВЛ 220 кВ Удмуртской энергосистемы настоящей работой рекомендуется:
1. В период 2013 - 2014 гг. замена следующего оборудования:
- разъединители, линейная ошиновка на ПС Металлург (ячейки ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург, Позимь - Металлург);
- трансформаторы тока 220 кВ с номинальным током 600 А на ПС Фаленки (ячейки ВЛ 220 кВ Звездная - Фаленки 1,2).
Замена первичного оборудования на подстанции 220 кВ Металлург предусмотрена в Инвестиционной программе ЗАО "Электросеть".
2. В период 2014 - 2015 гг. замена провода:
- на двух цепях ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск сечением АСУ-400 на провод АС-500;
- на ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург и ВЛ 220 кВ Каучук - Кама сечением АС-300 на провод АС-400;
- на ВЛ 220 кВ Позимь - Металлург и Позимь - Кама сечением АСО-300 на провод АС-400.
3. Ликвидацию оставшихся перегрузок устранять действием противоаварийной автоматики (подробнее в разделе 3.6.1 и 3.6.2).
4. При разработке схемы и программы развития электроэнергетики ЕЭС России на 2014 - 2020 гг. выполнить дополнительное обоснование усиления сетей 220 кВ Удмуртской энергосистемы, в том числе с рассмотрением вариантов сооружения новой ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Удмуртская или Буйская - Удмуртская и установкой фазоповоротных устройств.

3.5.4. Развитие сетей Ижевского энергоузла

Электрическая нагрузка Ижевского энергоузла в отчетный максимум 2012 г. составила 610 МВт. На этап 2013 г. ожидается рост нагрузки до 645 МВт, на этап 2015 г. - до 693 МВт, на этап 2018 г. - 740 МВт.
В начале 2014 г. на Ижевской ТЭЦ-1 планируется пуск парогазовой установки установленной мощностью 230 МВт. Для обеспечения выдачи мощности ПГУ Ижевской ТЭЦ-1 на станции сооружается КРУЭ 110 кВ, на которое осуществляется шлейфовый заход двух цепей ВЛ 110 кВ Ижевск - Машзавод 1,2.
Также в соответствии с утвержденной схемой выдачи мощности в 2013 году выполнены:
- замена провода АС-150 на участке ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Ижевск от ТЭЦ-1 до ПС 110 кВ Парковая длиной 3,7 км на высокотемпературный провод;
- замена выключателей, разъединителей, ВЧ-заградителей 110 кВ на ПС Машзавод;
- ошиновки ячеек 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Ижевск 1,2 с проводом АС-150.
В 2015 - 2017 гг. филиал "Удмуртэнерго" планирует осуществить ввод Т-2 ПС 110 кВ Пазелы (25 МВ.А). ПС 110 кВ Пазелы введена в 2013 году с сооружением двухцепной ВЛ 110 кВ Ижевск - Пазелы 1,2 (от ячеек 110 кВ Игерман и Лесная на ПС 220 кВ Ижевск). При этом ПС 110 кВ Игерман переключается отпайками к указанной ВЛ 110 кВ, один трансформатор 110 кВ ПС Пазелы будет подключен отпайкой от ВЛ 110 кВ Ижевск - Лесная (до выполнения реконструкции ПС Ижевск), существующий транзит 110 кВ Ижевск - Игерман - Азино - Ува преобразуется в транзит Ижевск - Пазелы - Азино - Ува.
В 2015 г. ЗАО "Электросеть" планирует выполнить замену ОД и КЗ на выключатели на ПС 110 кВ ГПП-3.
В 2016 г. ОАО "Удмуртнефть" планирует выполнить замену трансформаторов 2 x 25 МВ.А на 2 x 40 МВ.А на ПС Докша (Донцовская).
Первоначальный анализ электрических нагрузок по ПС 110, 220 кВ в Ижевском энергоузле (приложение Л, книга 2, том 1) показал, что с учетом рассматриваемых приростов имеет место перегрузка одного трансформатора при отключении другого свыше 5% от номинальной мощности (согласно ПТЭ, п. 2.1.20) длительно допустима перегрузка не более 5%) на следующих подстанциях Ижевского энергоузла:
- ПС 110 кВ Игерман;
- ПС 110 кВ Парковая;
- ПС 110 кВ Восточная;
- ПС кВ Кировская.
С учетом появления в Ижевском энергоузле новых центров питания - ПС 110 кВ Пазелы и Союзная с достаточным резервом мощности, а также имеющимся резервом на существующих подстанциях 110 кВ, для устранения указанных перегрузок трансформаторов 110 кВ, обеспечения более равномерной загрузки сетей высокого напряжения, оптимизации схемы электроснабжения потребителей целесообразно выполнять не замену силовых трансформаторов 110 кВ, а сооружение новых распределительных сетей 6, 10 кВ и настоящей работой рекомендуется ввод электрических сетей 6, 10 кВ ОАО "Ижевские электрические сети" в период 2014 - 2019 гг.:
- для разгрузки трансформаторов 110 кВ ПС Игерман - строительство сетей 10 кВ для перевода нагрузки на ПС 110 кВ Пазелы;
- для разгрузки трансформаторов 110 кВ ПС Парковая - строительство сетей 6 кВ для перераспределения нагрузки между ПС 110 кВ Парковая, Подборенка, Майская;
- для разгрузки трансформаторов 110 кВ ПС Восточная - строительство сетей 10 кВ для перевода нагрузки на ПС 110 кВ Союзная и Автозавод;
- для разгрузки трансформаторов 110 кВ ПС Кировская - строительство сетей 10 кВ для перевода нагрузки на ПС 110 кВ Центральная и Союзная.
Для обеспечения надежной схемы электроснабжения центральной части города и выполнения требования "Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем" (СО 153-34.20.118-2003) по присоединению к двухцепной тупиковой ВЛ 110 кВ при электроснабжении городов до двух ПС 110 кВ (п. 5.28) настоящей работой к 2015 году рекомендуется сооружение связи 110 кВ Ижевск - Позимь путем сооружения участка ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Калашников до ПС 110 кВ Кировская (по существующей трассе) с использованием высокотемпературного провода сечением 95.
Схему подключения ПС 110 кВ Калашников и Соцгород, на которых уже установлены выключатели в ремонтной перемычке, предлагается изменить на проходную путем организации перецепок с образованием ВЛ 110 кВ Ижевск - Соцгород - Позимь и Ижевск - Калашников - Позимь.
Секционные выключатели 110 кВ на ПС Калашников и Соцгород в нормальной схеме рекомендуется отключить и установить на них автоматику АВР. Существующий провод сечением АС-95 на вновь образованных ВЛ 110 кВ также рекомендуется заменить на высокотемпературный провод сечением 95: от отпайки на ПС 110 кВ Центральная до ПС 110 кВ Кировская - 3,58 км (двухцепный участок), от ПС 110 кВ Соцгород до ПС 110 кВ Калашников - 3,98 км (двухцепный участок).
Для электроснабжения перспективного жилого района Александровский настоящей работой рекомендуется сооружение после 2020 г. ПС 110 кВ Александровская с кабельной линией 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Александровская.
Рекомендуется выполнить сооружение кабельной линии 110 кВ Александровская - Пирогово с образованием транзита 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Позимь 1,2 для обеспечения требования п. 5.28 Методических рекомендаций в отношении ВЛ 110 кВ Позимь - Пирогово 1,2, к которой подключено три ПС 110 кВ, обеспечения отбора дополнительной мощности от Ижевской ТЭЦ-1 для разгрузки ВЛ 110 кВ ТЭЦ-1 - Машзавод, а также создания кольцевой сети 110 кВ вокруг г. Ижевск.
В период за 2020 г. возможно сооружение ПС 110 кВ Мартьяны с подключением данной подстанции двухцепными отпайками от ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь 1,2. С вводом данной подстанции рекомендуется выполнить замену провода АС-95 на ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь 1,2 длиной 2,8 км (на участке от ПС 110 кВ Нефтемаш до ПС Позимь) на высокотемпературный провод сечением 95.
Согласно инвестиционной программе ОАО "ФСК ЕЭС" на 2020 г. намечено окончание выполнения реконструкции ПС 220 кВ Ижевск. Проектом реконструкции, выполненным ООО "Уралпроектинжиниринг", намечается сооружение ПС 220 кВ Ижевск на новой площадке с перезаводом всех существующих ВЛ 110, 220 кВ в новые КРУЭ 110, 220 кВ подстанции (КРУЭ 110 кВ по схеме "две рабочие секционированные выключателями системы шин с двумя шиносоединительными выключателями", КРУЭ 220 кВ - "две рабочие системы шин"). Питание существующих нагрузок ПС 220 кВ Ижевск планируется осуществить от вновь сооружаемой ПС 110 кВ Дерябинская (2 x 25 МВ.А, схема РУ 110 кВ - "два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий" - 110-4Н), подключаемой двухцепной ВЛ 110 кВ к шинам 110 кВ ПС Ижевск.
Выполнение проекта по указанному варианту имеет следующие недостатки:
- для обеспечения перевода всех линий 110, 220 кВ на новую площадку предусматривается сложная схема переключений. Учитывая высокую значимость ПС 220 кВ Ижевск для электроснабжения городских потребителей, напряженную ситуацию в части передачи транзитной мощности через шины 220 кВ подстанции (при отключении одного электросетевого элемента и неблагоприятной балансовой ситуации требуется действие противоаварийной автоматики), образование с вводом ПГУ Ижевской ТЭЦ-1 связи 110 кВ ТЭЦ-1 - Ижевск 1,2 - важного элемента схемы выдачи мощности ТЭЦ-1, осуществление сложно реализуемых перезаводов ВЛ 110, 220 кВ с созданием ремонтных схем и наложении на них аварийных возмущений может привести к ограничению нагрузки потребителей и генерации станций;
- "Методическими рекомендациями по проектированию развития электрических сетей" рекомендуется применять двухцепные тупиковые ВЛ в схемах электроснабжения крупных городов (п. 5.28), а Инструкцией по проектированию городских электрических сетей РД 34.20.185-94 рекомендуется сооружение глубоких вводов 110 кВ для питания отдельных (центральных) районов города, не охватываемых кольцевой сетью; питание подстанций глубокого ввода может предусматриваться от разных секций одной или разных опорных подстанций (п. 4.2.2.2). При реконструкции ПС 220 кВ Ижевск по рассматриваемому варианту будет отсутствовать возможность дальнейшего развития РУ 110 кВ ПС 220 кВ Ижевск как центра питания распределительной сети 110 кВ города и выполнения указанных пунктов нормативных документов: из-за большого количества линий 110 кВ (семнадцать ВЛ 110 кВ), подключение новых ВЛ 110 кВ к ПС 220 кВ Ижевск представляется проблематичным, несмотря на предусмотренный в проекте резерв по месту двух ячеек 110 кВ;
- в соответствии с "Рекомендациями по применению типовых принципиальных электрических схем РУ подстанций 35 - 750 кВ" (СТО 56947007-29.240.30.047-2010 ОАО "ФСК ЕЭС") для схемы с двумя секционированными системами шин, предусматриваемой на РУ 110 кВ ПС Ижевск, указано (раздел 2.16): по сравнению со схемой с двумя системами сборных шин дополнительная установка двухсекционных, шиносоединительных выключателей для исключения погашения подстанции, как правило, нецелесообразна с технико-экономических позиций с учетом фактора надежности. Схема является вынужденным решением, требующим в проектах дополнительного обоснования с режимных позиций. Область применения схемы следует ограничить распределительными устройствами 110 и 220 кВ подстанции с высшим напряжением 500 кВ;
- в соответствии с Инструкцией по проектированию городских электрических сетей РД 34.20.185-94 при разработке схемы сетей крупных и крупнейших городов следует предусматривать создание вокруг города кольцевой магистральной сети напряжением 110 кВ и выше с двухсторонним питанием и понижающими подстанциями. Кольцевая сеть должна присоединяться к подстанциям более высоких напряжений энергосистемы и городским электрическим станциям. В случае реконструкции ПС 220 кВ Ижевск по предложенному варианту РУ 110 кВ подстанции будет и понижающей подстанцией (для потребителей тупиковой ПС 110 кВ Дерябинская) и точкой подключения к сети более высокого напряжения, что недостаточно надежно. С учетом изложенного, настоящей работой рекомендуется выполнить реконструкцию ПС 220 кВ Ижевск по следующему варианту:
- сооружение КРУЭ 220, 110 кВ ПС 220 кВ Ижевск по схеме "две рабочие системы шин" на новом месте и перезаводом в КРУЭ всех ВЛ 220 кВ и части ВЛ 110 кВ: Буммаш 1,2, Ижевская ТЭЦ-2 1, 2, 3, 4, Лесная;
- реконструкция ОРУ 110 кВ существующей ПС 220 кВ Ижевск с заменой оборудования по месту (схема РУ 110 кВ - "две рабочие системы шин"), переименованием в ПС 110 кВ Дерябинская с сохранением присоединений ВЛ 110 кВ ТЭЦ-1 1, 2, Культбаза 1, 2 (Соцгород, Калашников), Пазелы 1, 2, Майская 1, 2, установкой двух трансформаторов 110 кВ (2 x 25 МВ.А) и организацией связи между РУ 110 кВ ПС Дерябинская и Ижевск (с использованием участков существующих ВЛ 220 кВ с проводом АС 500).
Технико-экономическое сравнение варианта, предложенного в проекте реконструкции ПС Ижевск и рекомендуемого настоящей работой, показало, что рекомендуемый вариант является работоспособным и более экономичным даже с учетом установки двух резервных выключателей 110 кВ в РУ 110 кВ ПС Ижевск и Дерябинская. Кроме того, появляется возможность подключения новых потребителей.
План-схема и схема соединений электрических сетей 110 кВ и выше Ижевского энергоузла на период до 2018 г. с перспективой до 2023 г. представлена на чертежах Д0128-ППД-ЭСС л. 2 и Д0128-ППД-ЭСС л. 4 соответственно. План-схема электрических сетей 110 кВ и выше города Ижевска на период до 2018 г. с перспективой до 2023 г. представлена на чертеже Д0128-ППД-ЭСС л. 3.

3.5.5. Развитие сетей Воткинского энергоузла

Электрическая нагрузка Воткинского энергоузла в отчетный максимум 2012 г. составила 224 МВт. На этап 2013 г. ожидается рост нагрузки до 225 МВт, на этапе 2015 г. - до 230 МВт, на этап 2018 г. - 238 МВт.
Филиалом "Удмуртэнерго" в Воткинском энергоузле на этапе 2014 г. планируется замена трансформаторов на ПС 110 кВ Птицефабрика (перекатка с ПС 110 кВ Арзамасцево), до 2020 г. предусматривается реконструкция ПС 110 кВ Воткинск с заменой выключателей 110 кВ на элегазовые.
В 2015 г. ОАО "Удмуртнефть" планирует выполнить замену трансформаторов 2 x 25 МВ.А на 2 x 40 МВ.А на ПС 110 кВ Кыква.
Выполненные расчеты режимов работы Воткинского энергоузла на этап 2013, 2015 гг. подтвердили выявленную в отчетный период недопустимую перегрузку одного автотрансформатора 220/110 кВ ПС Сива при отключении другого и одной цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая при отключении другой цепи.
В качестве временного мероприятия до 2015 г. для устранения указанных перегрузок рекомендуется выполнить перенос точки секционирования ВЛ 110 кВ Кыква - Комсомольская на ПС 110 кВ Кыква (с АВР).
Однако выполненные расчеты на этап 2018 г. показали, что данное мероприятие не позволит обеспечить допустимые загрузки электросетевых элементов. Настоящей работой для усиления электрических сетей Воткинского энергоузла рекомендуется после 2020 г. ввод ПС 220 кВ Як.-Бодья (2 x 125 МВ.А) с заходами ВЛ 220 кВ Удмуртская - Ижевск, заходами обеих цепей ВЛ 110 кВ Кыква - Газовая и с переключением ВЛ 110 кВ Кыква - Якшур-Бодья на ПС 220 кВ Як.-Бодья.
В связи с исключением из проекта Схемы и программы развития электроэнергетики ЕЭС России на 2014 - 2020 гг. строительства ПС 220 кВ Як.-Бодья (2 x 125 МВ.А) с заходами ВЛ 220 кВ Удмуртская - Ижевск рекомендуется при разработке схемы и программы развития электроэнергетики ЕЭС России следующего периода выполнить дополнительное обоснование усиления сетей 220 кВ Воткинского энергоузла.
План-схема и схема соединений электрических сетей 110 кВ и выше Воткинского энергоузла на период до 2018 г. с перспективой до 2023 г. представлена на чертежах Д0128-ППД-ЭСС л. 2 и Д0128-ППД-ЭСС л. 5 соответственно.

3.5.6. Развитие сетей Сарапульского энергоузла

Электрическая нагрузка Сарапульского энергоузла в отчетный максимум 2012 г. составила 215 МВт. На этап 2013 г. ожидается нагрузка также 215 МВт, на этап 2015 г. - 220 МВт, на этап 2018 г. - 228 МВт.
Филиалом "Удмуртэнерго" в Сарапульском энергоузле на этапе 2014 г. планируется замена трансформаторов на ПС 110 кВ Арзамасцево (перекатка с ПС 110 кВ Птицефабрика).
В 2014 году ОАО "Белкамнефть" планирует выполнить замену трансформаторов 2 x 25 МВ.А на 2 x 40 МВ.А на ПС Потаповская и 2 x 16 МВ.А на 2 x 25 МВ.А на ПС Сухарево.
Выполненные расчеты режимов работы Сарапульского энергоузла на этап 2013 г. подтвердили выявленную в отчетный период недопустимую перегрузку одной цепи при отключении другой ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое и снижение напряжения на ПС 110 кВ, питаемых от РП Мостовое до 100 кВ.
Настоящей работой для усиления электрических сетей Сарапульского энергоузла рекомендуется строительство ВКЛ 110 кВ Камбарка - Потаповская - Каракулино с сооружением кабельного перехода 110 кВ через реку Кама по вновь сооружаемому автомобильному мосту и расширением ПС 110 кВ Каракулино до схемы "две рабочие системы шин".
В период после 2020 г. в Сарапульском энергоузле настоящей работой рекомендуется выполнить замену трансформаторов 110 кВ 2 x 10 МВ.А на 2 x 16 МВ.А на ПС Каракулино и сооружение ПС 110/35/10 кВ Быргында с ВЛ 110 кВ Каракулино - Быргында (при наличии перспективных нагрузок).
План-схема и схема соединений электрических сетей 110 кВ и выше Сарапульского энергоузла на период до 2018 г. с перспективой до 2023 г. представлена на чертежах Д0128-ППД-ЭСС л. 2 и Д0128-ППД-ЭСС л. 5 соответственно.

3.5.7. Развитие сетей Глазовского энергоузла

Электрическая нагрузка Глазовского энергоузла в отчетный максимум 2012 г. составила 244 МВт. На этап 2013 г. ожидается рост нагрузки до 255 МВт, на этап 2015 г. - до 260 МВт, на этап 2018 г. - 265 МВт.
В 2013 г. в Глазовском энергоузле ОАО "Удмуртнефть" выполнен ввод подстанции 110 кВ Пызеп (2 x 6.3 МВ.А) с подключением к электрической сети 110 кВ одноцепной отпайкой от ВЛ 110 кВ Звездная - Карсовай по 1 этапу технологического присоединения.
В 2015 - 2016 г. планируется сооружение ВЛ 110 кВ Сегедур - Пызеп с расширением РУ 110 кВ ПС Сегедур на одну ячейку 110 кВ, установкой секционного выключателя 110 кВ на ПС Карсовай и образованием транзита 110 кВ Звездная - Карсовай - Пызеп - Сегедур. Работа данного транзита 110 кВ в нормальной схеме планируется секционированной.
Инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" на 2015 г. намечена реконструкция ПС 220 кВ Игра с заменой отделителей и короткозамыкателей 220 кВ на выключатели.
Анализ существующей загрузки трансформаторов (раздел 2.12, таблица 2.12.1) и перспективной выявил перегрузки свыше 5% от номинальной мощности одного трансформатора мощностью 20 МВ.А на ПС 220 кВ Игра при отключении другого. При выполнении намечаемой реконструкции ПС 220 кВ Игра также рекомендуется выполнить замену трансформатора 220 кВ мощностью 20 МВ.А на 25 МВ.А.
Для усиления схемы электроснабжения транзита 110 кВ Балезино - Кузьма - Оверята настоящей работой рекомендуется установка БСК 110 кВ мощностью 30 Мвар на ПС Зюкай к 2014 г. и сооружение двухцепной ВЛ 110 кВ Апрельская - Зюкай длиной около 40 км в период 2015 - 2016 гг.
План-схема электрических сетей 110 кВ и выше и схема соединений электрических сетей 110 кВ и выше Глазовского энергоузла на период до 2018 г. с перспективой до 2023 г. представлена на чертежах Д0128-ППД-ЭСС л. 2 и Д0128-ППД-ЭСС л. 7 соответственно.

3.5.8. Развитие сетей Садового энергоузла

Ожидаемая электрическая нагрузка Садового энергоузла на этап 2013 г. составит 85 МВт, на этап 2015 г. - до 90 МВт, на этап 2018 г. - 95 МВт.
Филиалом "Удмуртэнерго" в Садовом энергоузле в 2013 г. выполнена замена трансформаторов на ПС 110 кВ Кестым и Никольская (перекатка трансформаторов 110 кВ между подстанциями).
Анализ существующей ситуации в Садовом энергоузле (раздел 2.12) выявил проблему пониженных напряжений в сети 110 кВ в режиме отключения питающей ВЛ 220 кВ Удмуртская - Садовая.
Для усиления схемы электроснабжения Садового энергоузла настоящей работой рекомендуется к 2015 г. восстановление существующей БСК 110 кВ мощностью 52 Мвар (или установка новой БСК 110 кВ мощностью 30 Мвар в случае невозможности восстановления существующей) с подключением к шинам 110 кВ ПС Садовая.
Подробное обоснование необходимости усиления электрических сетей Садового энергоузла приведено в разделе 3.9.
План-схема и схема соединений электрических сетей 110 кВ и выше Садового энергоузла на период до 2018 г. с перспективой до 2023 г. представлена на чертежах Д0128-ППД-ЭСС л. 2 и Д0128-ППД-ЭСС л. 4 соответственно.

3.5.9. Развитие сетей Можгинского энергоузла

Электрическая нагрузка Можгинского энергоузла в отчетный максимум 2012 г. составила 153 МВт. На этап 2013 г. ожидается рост нагрузки до 165 МВт, на этап 2015 г. - до 175 МВт, на этап 2018 г. - 180 МВт.
В 2013 г. осуществлен ввод ПС 220/10 кВ Свобода (2 x 32 МВ.А) с подключением к электрическим сетям 220 кВ шлейфовыми заходами ВЛ 220 кВ Саркуз - Вятские Поляны по 1 этапу технологического присоединения и в 2014 году намечен ввод ВЛ 220 кВ Удмуртская - Свобода. Также согласно Инвестиционной программе ОАО "ФСК ЕЭС" в 2013 г. выполнен ввод ВЛ 500 кВ Помары - Удмуртская.
В 2014 г. в Можгинском энергоузле ОАО "Белкамнефть" планирует выполнить замену трансформатора 110 кВ мощностью 6,3 МВ.А на 16 МВ.А на ПС 110 кВ Лудзинка.
Результаты расчетов режимов работы электрических сетей Можгинского энергоузла (раздел 3.6.1) с учетом планируемого усиления электрических сетей показали, что обеспечивается допустимая загрузка и уровни напряжения в электрических сетях как в нормальном режиме, так и в послеаварийном при отключении одного электросетевого элемента. Дополнительных мероприятий для усиления сетей не требуется.
План-схема и схема соединений электрических сетей 110 кВ и выше Можгинского энергоузла на период до 2018 г. с перспективой до 2023 г. представлена на чертежах Д0128-ППД-ЭСС л. 2 и Д0128-ППД-ЭСС л. 6 соответственно.

3.5.10. Развитие сетей Закамского энергоузла

Электрическая нагрузка Закамского энергоузла в отчетный максимум 2012 г. составила 39 МВт. Ожидаемая электрическая нагрузка Закамского энергоузла на этап 2013 г. составит 30 МВт, на этап 2015 г. - 32 МВт, на этап 2018 г. - 34 МВт.
Для усиления электрических сетей 110 кВ Сарапульского энергоузла настоящей работой рекомендуется сооружение ВКЛ 110 кВ Камбарка - Потаповская - Каракулино с кабельным переходом через р. Кама. Сооружение указанной ВКЛ 110 кВ также повысит надежность электроснабжения потребителей Закамского энергоузла.
С вводом указанной ВКЛ 110 кВ секционирование транзита 110 кВ Воткинская ГЭС - Кармановская ГРЭС на ПС 110 кВ Камбарка рекомендуется перенести с секционного выключателя 110 кВ на выключатели ВЛ 110 кВ Камбарка - Закамская.
Результаты расчетов режимов работы электрических сетей Закамского энергоузла (раздел 2.6.1) с учетом планируемого усиления электрических сетей показали, что обеспечивается допустимая загрузка и уровни напряжения в электрических сетях как в нормальном режиме, так и в послеаварийном при отключении одного электросетевого элемента. Дополнительных мероприятий для усиления сетей не требуется.
План-схема и схема соединений электрических сетей 110 кВ и выше Закамского энергоузла на период до 2018 г. с перспективой до 2023 г. представлена на чертежах Д0128-ППД-ЭСС л. 2 и Д0128-ППД-ЭСС л. 5 соответственно.

3.6. Режимы работы электрических сетей 110 кВ и выше
для рекомендуемой схемы развития энергосистемы
Удмуртской Республики

Для проверки работоспособности рекомендуемой схемы развития Удмуртской энергосистемы выполнены расчеты нормальных и послеаварийных режимов с отключением одного электросетевого элемента.
Также в работе выполнены расчеты послеаварийных режимов работы электрической сети 110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы для ремонтных схем (отключение двух электросетевых элементов) для определения принципов действия противоаварийной автоматики.
В соответствии с техническим заданием расчеты выполнялись для периодов зимнего и летнего максимумов и минимумов нагрузки, паводкового режима при максимально допустимых перетоках в сечении "Урал - Запад", "Запад - Урал". Расчетными этапами по согласованию с филиалом ОАО "СО ЕЭС" Удмуртское РДУ приняты этапы 2013, 2015, 2018 гг.
Расчеты режимов проведены на основании балансов мощности по Удмуртской энергосистеме (раздел 3.4) по расчетным периодам.

Максимально допустимые перетоки в сечении 500 кВ "Урал - Запад", "Запад - Урал" принимались с 20% запасом по апериодической статической устойчивости с учетом нерегулярных колебаний в соответствии с таблицей 3.6.1. Генерация Воткинской ГЭС для характерных периодов принималась в соответствии с таблицей 3.6.2 согласно данным ОАО "Русгидро".
В расчетах режимов, помимо объектов, рекомендуемых к вводу настоящей работой, учитывались в соответствии со схемой и программой развития ЕЭС России на 2012 - 2018 гг., следующие:
- этап 2013 - 2014 гг. и последующие:
- ВЛ 500 кВ Помары - Удмуртская, ВЛ 200 кВ Удмуртская - Свобода и заходы ВЛ 220 кВ Саркуз - В. Поляны на ПС 220 кВ Свобода;
- этап 2015 и 2018 гг.:
- ПС 500 кВ Елабуга с заходами ВЛ 500 кВ Удмуртская - Нижнекамская ГЭС и ВЛ 220 кВ Елабуга - Центральная;
- этап 2018 г.:
- ПС 500 кВ Казань с заходами ВЛ 500 кВ Удмуртская - Помары (вблизи ПС 220 кВ Центральная).

Таблица 3.6.2. Генерация Воткинской
ГЭС для характерных периодов

Наименование режима
Генерация Воткинской ГЭС, МВт
Этап 2013 - 2014 гг.
Зимний максимум нагрузки
1010
Зимний минимум нагрузки
410
Летний максимум нагрузки
760
Летний минимум нагрузки
300
Паводок
1010
Этап 2015 г.
Зимний максимум нагрузки
1020
Зимний минимум нагрузки
300
Летний максимум нагрузки
760
Летний минимум нагрузки
200
Паводок
1020
Этап 2018 г.
Зимний максимум нагрузки
1040
Зимний минимум нагрузки
330
Летний максимум нагрузки
760
Летний минимум нагрузки
220
Паводок
1040

3.6.1. Режимы с отключением одного
электросетевого элемента в нормальной схеме (N-1)

Для проверки работоспособности рекомендуемой схемы развития электрических сетей 110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы выполнены расчеты нормальных и послеаварийных режимов с отключением одного элемента сети на этапы 2013 - 2014, 2015 и 2018 гг., в том числе:
- режимы работы сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы;
- режимы работы Воткинского энергоузла;
- режимы работы Сарапульского и Закамского энергоузлов;
- режимы работы Ижевского энергоузла;
- режимы работы Глазовского энергоузла;
- режимы работы Садового энергоузла;
- режимы работы Можгинского энергоузла.
Загрузка электросетевых элементов Удмуртской энергосистемы, в том числе объектов 110 кВ и выше филиала "Удмуртэнерго", а также уровни напряжения в сети 110 кВ и выше в нормальных и послеаварийных режимах с отключением одного электросетевого элемента в период до 2018 г. с учетом рекомендаций настоящей работы по усилению сетей в основном находятся в допустимых пределах.
Однако анализ результатов расчета режимов показал возможность перегрузки сверх длительно допустимой следующих элементов сети при отключении одного элемента:
- этап 2013 - 2014 гг.:
1) ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск в режиме отключения одной цепи ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск до 21%;
2) ВЛ 220 кВ Звездная - Фаленки в режиме отключения ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка до 15%;
3) ВЛ 220 кВ Ижевск - Балезино в режиме отключения ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка до 38%;
4) ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург в режиме отключения ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская до 40%;
5) ВЛ 220 кВ Позимь - Металлург в режиме отключения ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская до 33%;
6) АТГ 500/220 кВ на Воткинской ГЭС в режиме отключения ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская до 30%
7) ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое в режиме отключения одной цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое до 13%;
- этап 2015 г.:
1) ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск в режиме отключения одной цепи ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск до 6%;
2) ВЛ 220 кВ Звездная - Фаленки в режиме отключения ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка до 6%;
3) ВЛ 220 кВ Ижевск - Балезино в режиме отключения ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка до 48%;
4) ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург в режиме отключения ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская до 15%;
5) ВЛ 220 кВ Позимь - Металлург в режиме отключения ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская до 31%;
6) АТГ 500/220 кВ на Воткинской ГЭС в режиме отключения ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская до 54%;
- этап 2018 г.:
1) ВЛ 220 кВ Ижевск - Балезино в режиме отключения ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка до 34%;
2) ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург в режиме отключения ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская до 13%;
3) ВЛ 220 кВ Позимь - Металлург в режиме отключения ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская до 29%;
4) АТГ 500/220 кВ на Воткинской ГЭС в режиме отключения ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская до 41%.
Указанные выше перегрузки ликвидируются действием устройств ПА:
1. Вновь устанавливаемыми устройствами АОПО на 2,3 АТГ Воткинской ГЭС, ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1, 2, ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург, ВЛ 220 кВ Позимь - Металлург. Перечисленные устройства ПА устанавливаются по титулу ВЛ 500 кВ Помары - Удмуртская и ПС 500 кВ Елабуга (2013 - 2014 гг.) и имеют несколько ступеней с действием на разгрузку (загрузку) гидрогенераторов Воткинской ГЭС, отключение энергоблока Кармановской ГРЭС (ОГ 300), на отключение нагрузки Ижевского энергоузла, на отключение перегружаемого элемента, на отключение В 220 кВ Звездная 1, 2 РП 220 кВ Фаленки (АОПО ВЛ 220 кВ ВГЭС - Ижевск 1, 2).
2. Существующей АРЛ ВЛ 220 кВ Звездная - Фаленки и АРЛ ВЛ 220 кВ Ижевск - Балезино (согласно положению по управлению режимами работы энергосистемы в операционной зоне диспетчерского центра Филиала ОАО "СО ЕЭС" Удмуртское РДУ") АРЛ ВЛ 220 кВ Звездная - Фаленки действуют на отключение ВМ 220 кВ Звездная 1, 2 на ПС 220 кВ Фаленки.
Для недопущения действия противоаварийной автоматики для разгрузки ВЛ 220 кВ Удмуртской энергосистемы в режимах с отключением одного элемента до допустимых значений рекомендуется при разработке "Схемы и программы развития электроэнергетики ЕЭС России на 2013 - 2019 гг." (или 2014 - 2020 гг.) рассмотреть обоснование усиления сетей 220 - 500 кВ Удмуртской энергосистемы, в том числе с сооружением новой ВЛ 500 кВ и фазоповоротных устройств.
Для исключения выявленной на этапе 2013 г. перегрузки одной цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое при отключении другой рекомендуется ускорить ввод ВЛ 110 кВ Камбарка - Потаповская - Каракулино.
Действие существующей автоматики АРОЛ ВЛ 220 кВ Удмуртская - Сюга в нормальной схеме не требуется: при отключении указанной ВЛ 220 кВ недопустимых снижений напряжения и перегрузок ВЛ 110 кВ Позимь - Пурга 1, 2 не выявлено (с учетом ПС 220 кВ Свобода с ВЛ 220 кВ Удмуртская - Свобода и ВЛ 500 кВ Помары - Удмуртская).

3.6.2. Режимы с отключением одного
электросетевого элемента в ремонтной схеме (N-2)

В данном разделе рассмотрены результаты расчетов установившихся послеаварийных режимов работы сети 110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы для ремонтных схем (N-2) для определения принципов действия противоаварийной автоматики.
В расчетах учитывалось требование п. 5.3.14 ПТЭ электрических станций и сетей Российской Федерации (далее - ПТЭ) по допустимости длительной перегрузки трансформаторного оборудования до 5%.
Данные по допустимым длительным токам (далее - ДДТ) существующих ВЛ 110 кВ и выше и перегрузочной способности трансформаторного оборудования Удмуртской энергосистемы принимались согласно Положению по управлению режимами работы энергосистемы в операционной зоне Филиала ОАО "СО ЕЭС" Удмуртское РДУ.
Расчеты режимов выполнялись для периодов зимнего максимума и паводка (летнего максимума) как наиболее характерных с точки зрения загрузки электросетевых элементов Удмуртской энергосистемы.

Транзитная сеть 220 кВ
Перегрузки транзитной сети 220 кВ Удмуртской энергосистемы рекомендуется устранять действиями вновь устанавливаемой противоаварийной автоматики, сооружаемой по титулам ВЛ 500 кВ Помары - Удмуртская, ПС 500 кВ Елабуга, ПС 220 кВ Свобода, а также существующей автоматики. Подробный анализ принципов действия указанной автоматики рекомендуется выполнить в рамках специализированной работы по обоснованию ПА Удмуртской энергосистемы.
Проведенные расчеты режимов для схемно-режимных ситуаций (N-2) по энергоузлам выявили следующее:

Воткинский энергоузел
Этап 2013 - 2014 гг.
МДП в сечении "Запад - Урал"
В режиме зимнего максимума:
- при аварийном отключении 1 цепи и ремонте 2 цепи ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор (1 и 2 цепь) на величину до 3%.
При действии АОПО ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор (1 и 2 цепь) по существующему принципу на отключение В 110 кВ Воткинск 1, 2 на ПС 110 кВ Водозабор возможно недопустимое снижение напряжения в Воткинском энергоузле, при действии АВР на замыкание транзита Комсомольская - Кыква 1, 2 цепи и транзита 110 кВ Ижевск - Воткинск (СВ 110 кВ ПС Лесная) возникает наброс мощности на АТ 1, 2 220/110 кВ Комсомольская (перегрузка сверх номинального тока до 22%) и на транзит ВЛ 110 кВ Ижевск - Воткинск (перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Ижевск - Лесная на 102%, ВЛ 110 кВ Лесная - Успенка на 20%, ВЛ 110 кВ Успенка - Воткинск на 15%). Также в некоторых режимах возможен наброс мощности на АТ 220/110 кВ ПС Сива с загрузкой их до недопустимой величины.
Для недопущения наброса мощности на указанные электросетевые элементы и устранения перегрузки ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор (1 и 2 цепь) рекомендуется изменение принципов действия АОПО ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор 1, 2 и ВЛ 110 кВ Водозабор - Воткинск 1, 2 на отключение В 110 кВ Газовая 1, 2 ПС Кыква. Действием АВР замкнуты транзит 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи;
- при аварийном отключении АТ1 220/110 кВ на ПС Сива и ремонте ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 цепь возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор (1 и 2 цепь) на величину до 3%. Для устранения перегрузки рекомендуется отключение В 110 кВ Газовая 1, 2 ПС Кыква. Действием АВР замкнуты транзит 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи;
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ на ПС Сива возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор (1 и 2 цепь) на величину до 3%. Для устранения перегрузки рекомендуется отключение В 110 кВ Газовая 1, 2 ПС Кыква. Действием АВР замкнуты транзит 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи;
- при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ и ремонте 2 СШ 110 кВ ПС Сива и действии АВР на замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи возможна перегрузка сверх номинального тока АТ1, АТ2 220/110 кВ ПС Комсомольская на 29% и 30% соответственно. Для снижения перегрузки АТ до 5% рекомендуется ограничение нагрузки в районе ПС Кыква на 22 МВт.
В режиме паводковых нагрузок:
В рассмотренных схемно-режимных ситуациях перегрузки сверх допустимого длительного тока электросетевого оборудования не выявлено.
МДП в сечении "Урал - Запад"
В режиме зимнего максимума:
- при аварийном отключении 1 цепи и ремонте 2 цепи ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор (1 и 2 цепь) на величину до 5%. Для устранения перегрузки рекомендуется отключение В 110 кВ Газовая 1, 2 ПС Кыква. Действием АВР замкнуты транзит 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи;
- при аварийном отключении АТ1 220/110 кВ на ПС Сива и ремонте ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 цепь возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор (1 и 2 цепь) на величину до 4%. Для устранения перегрузки рекомендуется отключение В 110 кВ Газовая 1, 2 ПС Кыква. Действием АВР замкнуты транзит 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи;
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ на ПС Сива возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор (1 и 2 цепь) на величину до 4%. Для устранения перегрузки рекомендуется отключение ВЛ 110 кВ Газовая 1, 2 ПС Кыква. Действием АВР замкнуты транзит 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи;
- при отключении ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор 1 цепь и ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 цепь возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 цепь на 7% ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор (1 и 2 цепь) на 1%. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение генерации Воткинской ГЭС на 195 МВт и отключение В 110 кВ Газовая 1, 2 ПС Кыква. Действием АВР замкнуты транзит 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи;
- при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ и ремонте 2 СШ 110 кВ ПС Сива и действии АВР на замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи возможна перегрузка сверх номинального тока АТ1, АТ2 220/110 кВ ПС Комсомольская на 36% и 37% соответственно. Для снижения перегрузки АТ до 25% рекомендуется ограничение нагрузки в районе ПС Кыква на 8 МВт. Для снижения перегрузки АТ до 5% рекомендуется ограничение нагрузки в районе ПС Кыква на 17 МВт (суммарно 25 МВт).
В режиме паводковых нагрузок:
- при отключении ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор 1 цепь и ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 цепь возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 цепь на 7%, ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор (1 и 2 цепь) на 3%. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение генерации Воткинской ГЭС на 165 МВт и отключение В 110 кВ Газовая 1, 2 ПС Кыква. Действием АВР замкнуты транзит 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи.

Этап 2015 г.
МДП в сечении "Запад - Урал"
В режиме зимнего максимума:
- при аварийном отключении 1 цепи и ремонте 2 цепи ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор (1 и 2 цепь) на величину до 5%. Для устранения перегрузки рекомендуется отключение ВЛ 110 кВ Газовая 1, 2 ПС Кыква. Действием АВР замкнут транзит 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи;
- при аварийном отключении АТ1 220/110 кВ на ПС Сива и ремонте ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 цепь возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор (1 и 2 цепь) на величину до 5%. Для устранения перегрузки рекомендуется отключение В 110 кВ Газовая 1, 2 ПС Кыква. Действием АВР замкнут транзит 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи;
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ на ПС Сива возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор (1 и 2 цепь) на величину до 5%. Для устранения перегрузки рекомендуется отключение ВЛ 110 кВ Газовая 1, 2 ПС Кыква. Действием АВР замкнут транзит 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи;
- при аварийном отключении АТ2 220/110 кВ ПС Сива и ремонте 1 цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока 2 цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая на 2%. Для устранения перегрузки рекомендуется отключение ВЛ 110 кВ Газовая 1, 2 ПС Кыква. Действием АВР замкнут транзит 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи;
- при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ и ремонте 2 СШ 110 кВ ПС Сива и действии АВР на замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи возможна перегрузка сверх номинального тока АТ1, АТ2 220/110 кВ ПС Комсомольская на 47% и 48% соответственно. Для снижения перегрузки АТ до 25% рекомендуется ограничение нагрузки в районе ПС Кыква на 17 МВт. Для снижения перегрузки АТ до 5% рекомендуется ограничение нагрузки в районе ПС Кыква на 11 МВт (суммарно 28 МВт).
В режиме паводковых нагрузок:
- при аварийном отключении АТ2 220/110 кВ ПС Сива и ремонте 1 цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока 2 цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая на 1%. Для устранения перегрузки рекомендуется отключение ВЛ 110 кВ Газовая 1, 2 ПС Кыква. Действием АВР замкнут транзит 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи;
- при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ и ремонте 2 СШ 110 кВ ПС Сива и действии АВР на замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи возможна перегрузка сверх номинального тока АТ1, АТ2 220/110 кВ ПС Комсомольская на 6% и 7% соответственно. Для снижения перегрузки АТ до 5% рекомендуется ограничение нагрузки в районе ПС Кыква на 2 МВт;
МДП в сечении "Урал - Запад"
В режиме зимнего максимума:
- при аварийном отключении 1 цепи и ремонте 2 цепи ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор (1 и 2 цепь) на величину до 6%. Для устранения перегрузки рекомендуется отключение В 110 кВ Газовая 1, 2 ПС Кыква. Действием АВР замкнуты транзит 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи;
- при аварийном отключении АТ1 220/110 кВ на ПС Сива и ремонте ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 цепь возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор (1 и 2 цепь) на величину до 6%. Для устранения перегрузки рекомендуется отключение ВЛ 110 кВ Газовая 1, 2 ПС Кыква. Действием АВР замкнуты транзит 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи;
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ на ПС Сива возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор (1 и 2 цепь) на величину до 6%. Для устранения перегрузки рекомендуется отключение ВЛ 110 кВ Газовая 1, 2 ПС Кыква. Действием АВР замкнуты транзит 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи;
- при аварийном отключении АТ2 220/110 кВ ПС Сива и ремонте 1 цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока 2 цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая на 2%. Для устранения перегрузки рекомендуется отключение ВЛ 110 кВ Газовая 1, 2 ПС Кыква. Действием АВР замкнут транзит 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи;
- при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ и ремонте 2 СШ 110 кВ ПС Сива и действии АВР на замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи возможна перегрузка сверх номинального тока АТ1, АТ2 220/110 кВ ПС Комсомольская на 57% и 58% соответственно. Для снижения перегрузки АТ до 25% рекомендуется ограничение нагрузки в районе ПС Кыква на 21 МВт. Для снижения перегрузки АТ до 5% рекомендуется ограничение нагрузки в районе ПС Кыква на 15 МВт (суммарно 36 МВт).
В режиме паводковых нагрузок:
- при отключении ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор 1 цепь и ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 цепь возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 цепь на 2%. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение генерации Воткинской ГЭС на 50 МВт;
- при аварийном отключении АТ2 220/110 кВ ПС Сива и ремонте 1 цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока 2 цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая на 2%. Для устранения перегрузки рекомендуется отключение ВЛ 110 кВ Газовая 1, 2 ПС Кыква. Действием АВР замкнут транзит 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи;
- при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ и ремонте 2 СШ 110 кВ ПС Сива и действии АВР на замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква 1 и 2 цепи возможна перегрузка сверх номинального тока АТ1, АТ2 220/110 кВ ПС Комсомольская на 10% и 11% соответственно. Для снижения перегрузки АТ до 5% рекомендуется ограничение нагрузки в районе ПС Кыква на 5 МВт.

Этап 2018 г. (с учетом ПС 220 кВ Як.-Бодья)
МДП в сечении "Запад - Урал"
В режиме зимнего максимума:
В рассмотренных схемно-режимных ситуациях перегрузки сверх допустимого длительного тока электросетевого оборудования не выявлено.
В режиме паводковых нагрузок:
В рассмотренных схемно-режимных ситуациях перегрузки сверх допустимого длительного тока электросетевого оборудования не выявлено.
МДП в сечении "Урал - Запад"
В режиме зимнего максимума:
- при отключении ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор 1 цепь и ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 цепь возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 2 цепь на 1%. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение генерации Воткинской ГЭС на 38 МВт.
В режиме паводковых нагрузок:
В рассмотренных схемно-режимных ситуациях перегрузки сверх допустимого длительного тока электросетевого оборудования не выявлено.
Таким образом, в Воткинском энергоузле:
- рекомендуется изменение принципов действия АОПО (АРЛ) ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор 1, 2 цепи, ВЛ 110 кВ Водозабор - Воткинск 1, 2 цепи на отключение В 110 кВ Газовая 1, 2 ПС 110 кВ Кыква для недопущения наброса мощности на АТ 220/110 кВ Комсомольская, АТ 220/110 кВ Сива и на транзит ВЛ 110 кВ Ижевск - Воткинск при действии АОПО по существующим принципам на отключение В 110 кВ Воткинск 1, 2 на ПС 110 кВ Водозабор;
- для устранения перегрузок ВЛ 110 кВ Сива - Газовая 1, 2 рекомендуется установить на данных ВЛ 110 кВ на ПС 220 кВ Сива устройства АОПО с действием на отключение В 110 кВ Газовая 1, 2 ПС 110 кВ Кыква;
- для устранения перегрузок АТ 220/110 кВ Комсомольская (до 58%, допустимая перегрузка в течение 20 мин. составляет 40% в зимний период и 0% в летний) рекомендуется установка устройств АОПО на оба автотрансформатора ПС 220 кВ Комсомольская с действием на ограничение нагрузки в районе ПС 110 кВ Кыква до 36 МВт;
- для исключения снижения напряжения на шинах ПС узла нагрузки ниже аварийно допустимых значений в послеаварийных режимах рекомендуется установка АОСН на ПС транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква (2015 - 2016 гг.);
- для обеспечения допустимых параметров в ПАР требуется секционирование сети на В 110 кВ Газовая 1, 2 ПС 110 кВ Кыква (с делением питания узла нагрузки от двух источника - АТ 1, 2 ПС 220 кВ Комсомольская и ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор I, II цепь), рекомендуется установка АВР В 110 кВ Газовая 1, 2 и В 110 кВ Комсомольская 1, 2 на ПС 110 кВ Кыква (2015 г.).
Указанные мероприятия по вводу устройств АОПО необходимы для обеспечения допустимых параметров режима до ввода ПС 220 кВ Як.-Бодья.

Сарапульский и Закамский энергоузлы
Этап 2013 - 2014 гг.
МДП в сечении Запад - Урал
В режиме зимнего максимума:
- при аварийном отключении 1 цепи и ремонте 2 цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная режим не существует. Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей в районе ПС Потаповская, Каракулино, Соколовка на 71 МВт;
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 110 кВ ПС Кама с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная и СВ 110 кВ Бабино режим не существует. Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей в районе ПС Потаповская, Каракулино, Соколовка на 69 МВт.
В режиме паводковых нагрузок:
- при аварийном отключении 1 цепи и ремонте 2 цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная режим не существует. Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей в районе ПС Потаповская, Каракулино, Соколовка на 44 МВт. При указанной ситуации возможна перегрузка ВЛ 110 кВ Пурга - Подгорная, Подгорная - Киясово на 11% и 9% соответственно. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение нагрузки потребителей в районе ПС Потаповская, Каракулино, Соколовка еще на 4 МВт (суммарно 48 МВт);
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 110 кВ ПС Кама с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная и СВ 110 кВ Бабино режим не существует. Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей в районе ПС Потаповская, Каракулино, Соколовка на 44 МВт. При указанной ситуации возможна перегрузка ВЛ 110 кВ Пурга - Подгорная, Подгорная - Киясово на 11% и 8% соответственно. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение нагрузки потребителей в районе ПС Потаповская, Каракулино, Соколовка еще на 4 МВт (суммарно 48 МВт);
МДП в сечении Урал - Запад
В режиме зимнего максимума:
- при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Каучук - Кама и ремонте ВЛ 110 кВ Каучук - Сарапул возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Чайковская ТЭЦ - Сарапул на 20%. Для устранения перегрузки рекомендуется действие существующей АОПО на ОН в районе ПС 110 кВ Сарапул на 22 МВт, отключение ВМ 110 кВ ВЛ РП Мостовое 1, 2 с учетом замкнутого СВ 110 кВ Подгорная и ОН в районе ПС 110 кВ Потаповская, Каракулино, Соколовка на 76 МВт (автоматикой АОСН);
- при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Каучук - Кама и ремонте ВЛ 110 кВ Чайковская ТЭЦ - Сарапул возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Каучук - Сарапул на 19%. Для устранения перегрузки рекомендуется действие существующей АОПО на ОН в районе ПС 110 кВ Сарапул на 22 МВт, отключение ВМ 110 кВ ВЛ РП Мостовое 1, 2 с учетом замкнутого СВ 110 кВ Подгорная и ОН в районе ПС 110 кВ Потаповская, Каракулино, Соколовка на 76 МВт;
- при аварийном отключении 1 цепи и ремонте 2 цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная режим не существует. Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей в районе ПС Потаповская, Каракулино, Соколовка на 74 МВт;
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 110 кВ ПС Кама с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная и СВ 110 кВ Бабино режим не существует. Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей в районе ПС Потаповская, Каракулино, Соколовка на 74 МВт.
В режиме паводковых нагрузок:
- при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Каучук - Кама и ремонте ВЛ 110 кВ Каучук - Сарапул возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Чайковская ТЭЦ - Сарапул на 27%. Для устранения перегрузки рекомендуется действие существующей АОПО на ОН в районе ПС 110 кВ Сарапул на 16 МВт, отключение ВМ 110 кВ ВЛ РП Мостовое 1, 2 с учетом замкнутого СВ 110 кВ Подгорная и ОН в районе ПС 110 кВ Потаповская, Каракулино, Соколовка на 50 МВт;
- при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Каучук - Кама и ремонте ВЛ 110 кВ Чайковская ТЭЦ - Сарапул возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Каучук - Сарапул на 27%. Для устранения перегрузки рекомендуется действие существующей АОПО на ОН в районе ПС 110 кВ Сарапул на 16 МВт, отключение ВМ 110 кВ ВЛ РП Мостовое 1, 2 с учетом замкнутого СВ 110 кВ Подгорная и ОН в районе ПС 110 кВ Потаповская, Каракулино, Соколовка на 50 МВт;
- при аварийном отключении 1 цепи и ремонте 2 цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная режим не существует. Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей в районе ПС Потаповская, Каракулино, Соколовка на 48 МВт;
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 110 кВ ПС Кама с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная и СВ 110 кВ Бабино режим не существует. Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей в районе ПС Потаповская, Каракулино, Соколовка на 48 МВт.

Этап 2015 г. (с учетом сооружения ВЛ 110 кВ Камбарка - Каракулино)
МДП в сечении Запад - Урал
В режиме зимнего максимума:
- при аварийном отключении 1 цепи и ремонте 2 цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная возможно допустимое снижение напряжения на РП Мостовое до 100 кВ;
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 110 кВ ПС Кама с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная и СВ 110 кВ Бабино возможно допустимое снижение напряжения на РП Мостовое до 100 кВ.
В режиме паводковых нагрузок:
- при аварийном отключении 1 цепи и ремонте 2 цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная возможно допустимое снижение напряжения на РП Мостовое до 107 кВ;
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 110 кВ ПС Кама с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная и СВ 110 кВ Бабино возможно допустимое снижение напряжения на РП Мостовое до 107 кВ;
МДП в сечении Урал - Запад
В режиме зимнего максимума:
- при аварийном отключении 1 цепи и ремонте 2 цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная возможно допустимое снижение напряжения на РП Мостовое до 99 кВ;
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 110 кВ ПС Кама с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная и СВ 110 кВ Бабино возможно допустимое снижение напряжения на РП Мостовое до 98 кВ.
В режиме паводковых нагрузок:
- при аварийном отключении 1 цепи и ремонте 2 цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная возможно допустимое снижение напряжения на РП Мостовое до 105 кВ;
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 110 кВ ПС Кама с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная и СВ 110 кВ Бабино возможно допустимое снижение напряжения на РП Мостовое до 105 кВ.

Этап 2018 г.
МДП в сечении Запад - Урал
В режиме зимнего максимума:
- при аварийном отключении 1 цепи и ремонте 2 цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная возможно допустимое снижение напряжения на РП Мостовое до 97 кВ;
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 110 кВ ПС Кама с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная и СВ 110 кВ Бабино возможно допустимое снижение напряжения на РП Мостовое до 97 кВ.
В режиме паводковых нагрузок:
- при аварийном отключении 1 цепи и ремонте 2 цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная возможно допустимое снижение напряжения на РП Мостовое до 105 кВ;
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 110 кВ ПС Кама с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная и СВ 110 кВ Бабино возможно допустимое снижение напряжения на РП Мостовое до 105 кВ;
МДП в сечении Урал - Запад
В режиме зимнего максимума:
- при аварийном отключении 1 цепи и ремонте 2 цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная возможно допустимое снижение напряжения на РП Мостовое до 96 кВ;
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 110 кВ ПС Кама с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная и СВ 110 кВ Бабино возможно допустимое снижение напряжения на РП Мостовое до 96 кВ.
В режиме паводковых нагрузок:
- при аварийном отключении 1 цепи и ремонте 2 цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная возможно допустимое снижение напряжения на РП Мостовое до 104 кВ;
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 110 кВ ПС Кама с замкнутым СВ 110 кВ Подгорная и СВ 110 кВ Бабино возможно допустимое снижение напряжения на РП Мостовое до 104 кВ.
Таким образом, в Сарапульском энергоузле до ввода ВЛ 110 кВ Камбарка - Потаповская - Каракулино рекомендуется действие устройств АОСН в районе РП Мостовое на ограничение нагрузки величиной до 76 МВт. Перегрузку ВЛ 110 кВ Чайковская ТЭЦ, Каучук - Сарапул устранять существующими устройствами АОПО.

Ижевский энергоузел
Этап 2013 - 2014 гг.
МДП в сечении "Запад - Урал"
В режиме зимнего максимума:
В рассмотренных схемно-режимных ситуациях перегрузки сверх допустимого длительного тока электросетевого оборудования не выявлено.
В режиме паводковых нагрузок:
В рассмотренных схемно-режимных ситуациях перегрузки сверх допустимого длительного тока электросетевого оборудования не выявлено.
МДП в сечении "Урал - Запад"
В режиме зимнего максимума:
В рассмотренных схемно-режимных ситуациях перегрузки сверх допустимого длительного тока электросетевого оборудования не выявлено.
В режиме паводковых нагрузок:
В рассмотренных схемно-режимных ситуациях перегрузки сверх допустимого длительного тока электросетевого оборудования не выявлено.

Этап 2015 г. (с учетом ПГУ-230 Ижевской ТЭЦ-1)
МДП в сечении "Запад - Урал"
В режиме зимнего максимума:
- при аварийном отключении 1 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод и ремонте 1 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Ижевск возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока 2 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод на величину до 1%. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение генерации Ижевской ТЭЦ-1 на 5 МВт;
- при аварийном отключении 1 цепи и ремонте 2 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Ижевск (1, 2 цепи) на величину до 2%. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение генерации Ижевской ТЭЦ-1 на 5 МВт.
В режиме паводковых нагрузок:
- при аварийном отключении 1 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод и ремонте 1 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Ижевск возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока 2 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод на величину до 1%. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение генерации Ижевской ТЭЦ-1 на 3 МВт;
МДП в сечении "Урал - Запад"
В режиме зимнего максимума:
- при аварийном отключении 1 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод и ремонте 1 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Ижевск возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока 2 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод на величину до 3%. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение генерации Ижевской ТЭЦ-1 на 8 МВт;
- при аварийном отключении 1 цепи и ремонте 2 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Ижевск (1, 2 цепи) на величину до 2%. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение генерации Ижевской ТЭЦ-1 на 5 МВт;
- при аварийном отключении 1 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Союзная и ремонте 1 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Союзная (2 цепь) на величину до 18%. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение генерации Ижевской ТЭЦ-2 на 110 МВт;
- при аварийном отключении 1 цепи и ремонте 2 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Союзная возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь (1, 2 цепи) на величину до 7%. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение генерации Ижевской ТЭЦ-2 на 45 МВт.
В режиме паводковых нагрузок:
- при аварийном отключении 2 СШ и ремонте 1 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Удмуртская возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Позимь - Пурга (1, 2 цепи) на величину до 9%, при этом загрузка ВЛ 220 кВ Ижевск - Балезино составит 100%. Для устранения перегрузки рекомендуется действие на отключение СВ 220 кВ и МВ 110 кВ АТ1 на ТПС 220 кВ Саркуз (действие АРОЛ ВЛ 220 кВ Удмуртская - Сюга). При указанном делении сети загрузка ВЛ 110 кВ Позимь - Пурга (1, 2 цепи) от ДДТ составит 81%, но возникнет перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 220 кВ Ижевск - Балезино на 2%. Для устранения перегрузки рекомендуется действие на отключение ВМ 220 кВ Звездная 1, 2 на РП Фаленки;
- при аварийном отключении 1 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод и ремонте 1 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Ижевск возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока 2 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод на величину до 4%. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение генерации Ижевской ТЭЦ-1 на 8 МВт;
- при аварийном отключении 1 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Союзная и ремонте 1 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Союзная (2 цепь) на величину до 21%. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение генерации Ижевской ТЭЦ-2 на 100 МВт;
- при аварийном отключении 1 цепи и ремонте 2 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Союзная возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь (1, 2 цепи) на величину до 12%. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение генерации Ижевской ТЭЦ-2 на 50 МВт.

Этап 2018 г. (с учетом ВЛ 110 кВ ТЭЦ-1 - Александровская)
МДП в сечении "Запад - Урал"
В режиме зимнего максимума:
В рассмотренных схемно-режимных ситуациях перегрузки сверх допустимого длительного тока электросетевого оборудования не выявлено.
В режиме паводковых нагрузок:
В рассмотренных схемно-режимных ситуациях перегрузки сверх допустимого длительного тока электросетевого оборудования не выявлено.
МДП в сечении "Урал - Запад"
В режиме зимнего максимума:
- при аварийном отключении 1 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Союзная и ремонте 1 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Союзная (2 цепь) на величину до 18%. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение генерации Ижевской ТЭЦ-2 на 110 МВт;
- при аварийном отключении 1 цепи и ремонте 2 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Союзная возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь (1, 2 цепи) на величину до 5%. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение генерации Ижевской ТЭЦ-2 на 30 МВт.
В режиме паводковых нагрузок:
- при аварийном отключении 2 СШ и ремонте 1 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Удмуртская возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Позимь - Пурга (1, 2 цепи) на величину до 6%. Для устранения перегрузки рекомендуется действие на отключение СВ 220 кВ и МВ 110 кВ АТ1 на ТПС 220 кВ Саркуз;
- при аварийном отключении 1 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Союзная и ремонте 1 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Союзная (2 цепь) на величину до 21%. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение генерации Ижевской ТЭЦ-2 на 100 МВт;
- при аварийном отключении 1 цепи и ремонте 2 цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Союзная возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь (1, 2 цепи) на величину до 9%. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение генерации Ижевской ТЭЦ-2 на 50 МВт.
Таким образом, в Ижевском энергоузле:
- ликвидацию перегрузок ВЛ 110 кВ, отходящих от Ижевской ТЭЦ-1, рекомендуется осуществлять действием АОПО на ограничение генерации Ижевской ТЭЦ-1, сооружаемых по титулу "Схемы выдачи мощности при реконструкции Ижевской ТЭЦ-1 с применением ПГУ";
- для устранения перегрузок ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Союзная 1, 2 цепи и ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь 1, 2 цепи рекомендуется установить АОПО на указанных ВЛ 110 кВ с действием на ограничение генерации Ижевской ТЭЦ-2 до 110 МВт;
- перегрузку ВЛ 110 кВ Позимь - Пурга 1, 2 при отключении двух С 220 кВ на подстанции Удмуртская устранять существующей автоматикой АРОЛ ВЛ 220 кВ Удмуртская - Сюга (ввод в работу АРОЛ ВЛ 220 кВ Удмуртская - Сюга рекомендуется в ремонтных схемах сети 220 кВ: ремонт ВЛ 220 кВ Удмуртская - Свобода, 2 С 220 кВ ПС 500 кВ Удмуртская).

Глазовский энергоузел
Этап 2013 - 2014 гг.
МДП в сечении "Запад - Урал"
В режиме зимнего максимума:
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС Кыква;
- при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Балезино - Комсомольская и ремонте ВЛ 220 кВ Удмуртская - Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС 110 кВ Кыква;
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ПС 110 кВ Балезино, возможно недопустимое снижение напряжения на ПС Сегедур до 86 кВ, ПС Кузьма до 87 кВ, на ш. 110 кВ ПС Балезино до 92 кВ. Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей на 12 МВт в районе ПС 110 кВ Сегедур, Кузьма;
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 220 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ПС 110 кВ Балезино, возможно недопустимое снижение напряжения на ПС Сегедур до 86 кВ, ПС Кузьма до 87 кВ, на ш. 110 кВ ПС Балезино до 76 кВ. Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей на 13 МВт в районе ПС 110 кВ Сегедур, Кузьма и на 8 МВт в районе ПС 110 кВ Балезино.
В режиме паводковых нагрузок:
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС Кыква;
- при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Балезино - Комсомольская и ремонте ВЛ 220 кВ Удмуртская - Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС Кыква;
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ПС 110 кВ Балезино, возможно допустимое снижение напряжения на ПС Сегедур до 100 кВ, ПС Кузьма до 101 кВ, на ш. 110 кВ ПС Балезино до 104 кВ;
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 220 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ПС 110 кВ Балезино, возможно допустимое снижение напряжения на ПС Сегедур до 100 кВ, ПС Кузьма до 101 кВ, на ш. 110 кВ ПС Балезино до 96 кВ;
МДП в сечении "Урал - Запад"
В режиме зимнего максимума:
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС Кыква;
- при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Балезино - Комсомольская и ремонт ВЛ 220 кВ Удмуртская - Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС Кыква;
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ПС 110 кВ Балезино, возможно недопустимое снижение напряжения на ПС Сегедур до 86 кВ, ПС Кузьма до 88 кВ, на ш. 110 кВ ПС Балезино до 86 кВ. Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей на 5 МВт на ПС 110 кВ Балезино и 11 МВт в районе ПС 110 кВ Сегедур, Пибаньшур, Кузьма;
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 220 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ТПС 110 кВ Балезино, возможно недопустимое снижение напряжения на ПС Сегедур до 86 кВ, ПС Кузьма до 88 кВ, на ш. 110 кВ ПС Балезино до 65 кВ. Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей на 13 МВт в районе ПС 110 кВ Сегедур, Кузьма и на 5 МВт в районе ПС 110 кВ Балезино.
В режиме паводковых нагрузок:
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС Кыква;
- при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Балезино - Комсомольская и ремонт ВЛ 220 кВ Удмуртская - Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС Кыква;
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ПС 110 кВ Балезино, возможно допустимое снижение напряжения на ш. 110 кВ ПС Балезино до 99 кВ;
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 220/110 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ПС 110 кВ Балезино, возможно недопустимое снижение напряжения на ш.110 кВ ПС Балезино до 91 кВ. Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей на 2 МВт в районе ПС 110 кВ Балезино.

Этап 2015 г. (с учетом БСК 30 Мвар на ПС Зюкай)
МДП в сечении "Запад-Урал"
В режиме зимнего максимума:
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС Кыква;
- при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Балезино - Комсомольская и ремонте ВЛ 220 кВ Удмуртская - Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС Кыква;
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ТПС 110 кВ Балезино, возможно недопустимое снижение напряжения на ш. 110 кВ ПС Балезино до 93 кВ и ПС Сегедур до 93 кВ. Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей на 1 МВт в районе ПС 110 кВ Балезино и 2 МВт в районе ПС Сегедур;
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 220 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ПС 110 кВ Балезино, возможно недопустимое снижение напряжения на ш. 110 кВ ПС Балезино до 69 кВ. Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей на 9 МВт в районе ПС 110 кВ Балезино.
В режиме паводковых нагрузок:
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС Кыква;
- при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Балезино - Комсомольская и ремонт ВЛ 220 кВ Удмуртская - Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС Кыква;
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ТПС 110 кВ Балезино, возможно допустимое снижение напряжения на ш. 110 кВ ПС Сегедур до 100 кВ;
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 220/110 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ПС 110 кВ Балезино, возможно недопустимое снижение напряжения на ш. 110 кВ ПС Балезино. Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей на 2 МВт в районе ПС 110 кВ Балезино;
МДП в сечении "Урал - Запад"
В режиме зимнего максимума:
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС Кыква;
- при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Балезино - Комсомольская и ремонт ВЛ 220 кВ Удмуртская - Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС Кыква;
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ПС 110 кВ Балезино, возможно недопустимое снижение напряжения на ш. 110 кВ ПС Балезино до 88 кВ. Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей на 4 МВт в районе ПС 110 кВ Балезино и 2 МВт в районе ПС Сегедур;
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 220/110 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ПС 110 кВ Балезино, возможно недопустимое снижение напряжения на ш. 110 кВ ПС Балезино. Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей на 12 МВт в районе ПС 110 кВ Балезино.
В режиме паводковых нагрузок:
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС Кыква;
- при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Балезино - Комсомольская и ремонт ВЛ 220 кВ Удмуртская - Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС Кыква;
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ПС 110 кВ Балезино, возможно допустимое снижение напряжения на ш. 110 кВ ПС Балезино;
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 220/110 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ПС 110 кВ Балезино, возможно недопустимое снижение напряжения на ш. 110 кВ ПС Балезино. Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей на 5 МВт в районе ПС 110 кВ Балезино.

Этап 2018 г. (с учетом ВЛ 110 кВ Апрельская - Зюкай)
МДП в сечении "Запад - Урал"
В режиме зимнего максимума:
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС Кыква;
- при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Балезино - Комсомольская и ремонт ВЛ 220 кВ Удмуртская - Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС Кыква;
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ТПС 110 кВ Балезино, возможно допустимое снижение напряжения на ш. 110 кВ ПС Балезино;
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 220/110 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ПС 110 кВ Балезино, возможно недопустимое снижение напряжения на ш. 110 кВ ПС Балезино (при отсутствии действия АДС 110 кВ ПС Балезино напряжение снижается примерно до такой же величины). Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей на 10 МВт в районе ПС 110 кВ Балезино.
В режиме паводковых нагрузок:
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС Кыква;
- при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Балезино - Комсомольская и ремонт ВЛ 220 кВ Удмуртская - Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС Кыква;
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ПС 110 кВ Балезино, возможно допустимое снижение напряжения на ш. 110 кВ ПС Балезино до 101 кВ;
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 220/110 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ПС 110 кВ Балезино, возможно недопустимое снижение напряжения на ш. 110 кВ ПС Балезино. Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей на 4 МВт в районе ТПС 110 кВ Балезино;
МДП в сечении "Урал - Запад"
В режиме зимнего максимума:
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС Кыква;
- при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Балезино - Комсомольская и ремонт ВЛ 220 кВ Удмуртская - Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС Кыква;
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ПС 110 кВ Балезино, возможно недопустимое снижение напряжения на ш. 110 кВ ПС Балезино. Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей на 3 МВт в районе ПС 110 кВ Балезино;
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 220/110 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ПС 110 кВ Балезино, возможно недопустимое снижение напряжения на ш. 110 кВ ПС Балезино. Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей на 13 МВт в районе ТПС 110 кВ Балезино.
В режиме паводковых нагрузок:
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС Кыква;
- при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Балезино - Комсомольская и ремонт ВЛ 220 кВ Удмуртская - Комсомольская возможно недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ в районе ПС 220 кВ Комсомольская. Для ввода режима в допустимую область рекомендуется замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Кыква на ПС Кыква;
- при аварийном отключении АТ1 и ремонте АТ2 220/110 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ПС 110 кВ Балезино, возможно допустимое снижение напряжения на ш. 110 кВ ПС Балезино до 97 кВ;
- при аварийном отключении 1 СШ и ремонте 2 СШ 220/110 кВ ПС Балезино с учетом действия АВР на ПС Зюкай на замыкание ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма, Верещагино и АВР на ПС Селты на замыкание ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз, а также действием АДС 110 кВ при отключении двух АТ ПС Балезино на отключение ВМ 110 кВ Сегедур, Пибаньшур на ПС 110 кВ Балезино, возможно недопустимое снижение напряжения на ш. 110 кВ ПС Балезино. Для ввода режима в допустимую область необходимо ограничение нагрузки потребителей на 7 МВт в районе ТПС 110 кВ Балезино.
Таким образом, в Глазовском энергоузле:
- замыкание ВЛ 110 кВ Комсомольская - Кыква 1, 2 осуществлять в случае ремонта ВЛ 220 кВ Удмуртская - Комсомольская или ВЛ 220 кВ Балезино - Комсомольская;
- устранение недопустимых снижение напряжения в районе ПС 110 кВ Кузьма, Сегедур выполнять действием автоматики АОСН с величиной ограничений нагрузки до 13 МВт (до ввода ВЛ 110 кВ Апрельская - Зюкай);
- устранение недопустимого снижения напряжения на ш. 110 кВ Балезино рекомендуется выполнять автоматикой АОСН с действием на ограничение нагрузки потребителей на ПС 110 кВ Балезино величиной до 13 МВт.

Можгинский энергоузел
Этап 2013 - 2014 гг.
МДП в сечении "Запад-Урал" и "Урал-Запад"
В режиме зимнего максимума и паводковых нагрузок:
В рассмотренных схемно-режимных ситуациях перегрузки сверх допустимого длительного тока электросетевого оборудования не выявлено.

Этап 2015 г.
МДП в сечении "Запад-Урал"
В режиме зимнего максимума и паводковых нагрузок:
В рассмотренных схемно-режимных ситуациях перегрузки сверх допустимого длительного тока электросетевого оборудования не выявлено.
МДП в сечении "Урал - Запад"
В режиме зимнего максимума:
В рассмотренных схемно-режимных ситуациях перегрузки сверх допустимого длительного тока электросетевого оборудования не выявлено.
В режиме паводковых нагрузок:
- при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Удмуртская - Сюга и ремонте ВЛ 110 кВ Позимь - Пурга 1 цепь возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Позимь - Пурга 2 цепь на величину до 5%. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение нагрузки потребителей в районе ПС 110 кВ Можга, Свет, Пурга на 11 МВт.

Этап 2018 г.
МДП в сечении "Запад-Урал"
В режиме зимнего максимума и паводковых нагрузок:
В рассмотренных схемно-режимных ситуациях перегрузки сверх допустимого длительного тока электросетевого оборудования не выявлено.
МДП в сечении "Урал - Запад"
В режиме зимнего максимума:
В рассмотренных схемно-режимных ситуациях перегрузки сверх допустимого длительного тока электросетевого оборудования не выявлено.
В режиме паводковых нагрузок:
- при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Удмуртская - Сюга и ремонте ВЛ 110 кВ Позимь - Пурга 1 цепь возможна перегрузка сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Позимь - Пурга 2 цепь на величину до 6%. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение нагрузки потребителей в районе ПС 110 кВ Можга, Свет, Пурга на 12 МВт.
Таким образом, в Можгинском энергоузле для устранения перегрузки ВЛ 110 кВ Позимь - Пурга 1, 2 цепь рекомендуется действие существующей АОПО на ограничение нагрузки в районе ПС 110 кВ Можга, Свет, Пурга на 12 МВт.

Садовый энергоузел
Этап 2013 - 2014 гг.
МДП в сечении "Запад - Урал"
В режиме зимнего максимума:
В режиме ремонта ВЛ 110 кВ Позимь - Никольская и аварийном отключении ВЛ 220 кВ Удмуртская - Садовая с учетом замкнутых транзитов 110 кВ Балезино - Селты и 110 кВ Ижевск - Садовая возможно недопустимое снижение напряжения на шинах 110 кВ ПС Садовая (ниже аварийно допустимого). Для устранения недопустимых снижений напряжения в районе ПС Садовая необходимо ОН величиной около 5 МВт или выполнение в ремонтной схеме замыкания СВ 110 кВ на ПС Вараксино (с выполнением реконструкции для обеспечения возможности замыкания транзита) или восстановление БСК 52 Мвар на ш. 110 кВ ПС Садовая (самый оптимальный вариант).
В режиме ремонта ВЛ 220 кВ Удмуртская - Садовая и аварийном отключении ВЛ 110 кВ Позимь - Никольская с учетом замкнутых транзитов 110 кВ Балезино - Селты и 110 кВ Ижевск - Садовая напряжение на ш. 110 кВ ПС Садовая - на уровне аварийно допустимого. Для повышения напряжения до уровня минимально допустимого необходимо ОН величиной около 14 МВт, выполнение реконструкции ПС Никольская с установкой выключателя в линии Позимь - Никольская (и трансформаторе Т1) и выполнение реконструкции для обеспечения замыкания СВ на ПС Вараксино или восстановление БСК 52 Мвар на ш. 110 кВ ПС Садовая (самый оптимальный вариант).
МДП в сечении "Урал - Запад"
В режиме зимнего максимума:
При аварийном отключении ВЛ 220 кВ Удмуртская - Садовая и ремонте ВЛ 110 кВ Позимь - Никольская с учетом замкнутых транзитов 110 кВ Балезино - Селты и 110 кВ Ижевск - Садовая возможно возникновение перегрузки сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Пазелы - Ува на 1% и снижение напряжения ниже аварийно допустимого на шинах 110 кВ ПС Садовая. Для ввода режима в допустимую область необходимо ОН величиной около 18 МВт, выполнение в ремонтной схеме замыкания СВ 110 кВ на ПС Вараксино или восстановление БСК 52 Мвар на ш. 110 кВ ПС Садовая (самый оптимальный вариант).
В режиме ремонта ВЛ 220 кВ Удмуртская - Садовая и аварийном отключении ВЛ 110 кВ Позимь - Никольская с учетом замкнутых транзитов 110 кВ Балезино - Селты и 110 кВ Ижевск - Садовая возможно снижение напряжения на шинах 110 кВ ПС Садовая ниже аварийно допустимого (ВЛ 110 кВ Позимь - Никольская отключается вместе с ВЛ Никольская - Вараксино). Для устранения недопустимых снижений напряжения в районе ПС Садовая необходимо ОН величиной около 30 МВт, выполнение реконструкции ПС Никольская с установкой выключателя в линии Позимь - Никольская (и трансформаторе Т1) и выполнение реконструкции для обеспечения замыкания СВ на ПС Вараксино или восстановление БСК 52 Мвар на ш. 110 кВ ПС Садовая (самый оптимальный вариант);
- в режиме ремонта ВЛ 220 кВ Удмуртская - Садовая и аварийном отключении ВЛ 110 кВ Нылга - Никольская с учетом замкнутых транзитов 110 кВ Балезино - Селты и 110 кВ Ижевск - Садовая возможно снижение напряжения на шинах 110 кВ ПС Садовая ниже аварийно допустимого. Для устранения недопустимых снижений напряжения в районе ПС Садовая необходимо ОН величиной около 21 МВт или восстановление БСК 52 Мвар на ш. 110 кВ ПС Садовая (самый оптимальный вариант).

Этап 2015 г. (учитывается восстановление БСК 52 Мвар на ш. 110 кВ ПС Садовая)
МДП в сечении "Запад-Урал"
В режиме зимнего максимума:
- при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Удмуртская - Садовая и ремонте ВЛ 110 кВ Позимь - Никольская с учетом замкнутых транзитов 110 кВ Балезино - Селты и 110 кВ Ижевск - Садовая напряжение на шинах 110 кВ ПС Садовая (с учетом восстановленной БСК) составляет 107 кВ, что допустимо;
- при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Позимь - Никольская и ремонте ВЛ 220 кВ Удмуртская - Садовая с учетом замкнутых транзитов 110 кВ Балезино - Селты и 110 кВ Ижевск - Садовая напряжение на шинах 110 кВ ПС Садовая составляет 109 кВ, что допустимо.
МДП в сечении "Урал - Запад"
В режиме зимнего максимума:
- при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Удмуртская - Садовая и ремонте ВЛ 110 кВ Позимь - Никольская с учетом замкнутых транзитов 110 кВ Балезино - Селты и 110 кВ Ижевск - Садовая напряжение на шинах 110 кВ ПС Садовая (с учетом восстановленной БСК) составляет 102 кВ, также возможно возникновение перегрузки сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Пазелы - Ува на 9%. При ограничении нагрузки на 8 МВт в районе ПС Садовая, напряжение находится на уровне минимально допустимого, возможно возникновение перегрузки сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Пазелы - Ува на 2%. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение нагрузки на 3,6 МВт в районе ПС Садовая (суммарное ограничение нагрузки составит около 12 МВт);
- при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Позимь - Никольская и ремонте ВЛ 220 кВ Удмуртская - Садовая с учетом замкнутых транзитов 110 кВ Балезино - Селты и 110 кВ Ижевск - Садовая напряжение на шинах 110 кВ ПС Садовая (с учетом восстановленной БСК) составляет 104 кВ, также возможно возникновение перегрузки сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Пазелы - Ува на 5%. При ограничении нагрузки на 3 МВт в районе ПС Садовая, напряжение находится на уровне минимально допустимого, возможно возникновение перегрузки сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Пазелы - Ува на 3%. Для устранения перегрузки рекомендуется ограничение нагрузки на 4 МВт в районе ПС Садовая (суммарное ограничение нагрузки составит около 7 МВт).

Этап 2018 г.
МДП в сечении "Запад - Урал"
В режиме зимнего максимума:
- при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Удмуртская - Садовая и ремонте ВЛ 110 кВ Позимь - Никольская с учетом замкнутых транзитов 110 кВ Балезино - Селты и 110 кВ Ижевск - Садовая напряжение на шинах 110 кВ ПС Садовая (с учетом восстановленной БСК) составляет 104 кВ, для достижения минимально допустимых уровней напряжения рекомендуется ОН величиной около 2 МВт;
- при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Позимь - Никольская и ремонте ВЛ 220 кВ Удмуртская - Садовая с учетом замкнутых транзитов 110 кВ Балезино - Селты и 110 кВ Ижевск - Садовая напряжение на шинах 110 кВ ПС Садовая составляет 106 кВ, что допустимо.
МДП в сечении "Урал - Запад"
В режиме зимнего максимума:
- при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Удмуртская - Садовая и ремонте ВЛ 110 кВ Позимь - Никольская с учетом замкнутых транзитов 110 кВ Балезино - Селты и 110 кВ Ижевск - Садовая напряжение на шинах 110 кВ ПС Садовая составляет 99 кВ (ниже аварийно допустимого), также возможно возникновение перегрузки сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Пазелы - Ува на 10%. Для достижения аварийно допустимых значений напряжения требуется действие автоматики на ОН величиной до 4 МВт, а затем до достижения минимально допустимого уровня и длительно допустимой загрузки ВЛ 110 кВ Пазелы - Азино - еще ОН величиной около 10 МВт (суммарное ограничение 14 МВт). В случае выполнения реконструкции для обеспечения замыкания СВ на ПС 110 кВ Вараксино недопустимых снижений напряжения не возникает. На этапе 2018 г. вместо установки автоматики АОСН в районе ПС Садовая рекомендуется выполнить реконструкцию для обеспечения возможности замыкания СВ на ПС Вараксино в ремонтных режимах.
- при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Позимь - Никольская и ремонте ВЛ 220 кВ Удмуртская - Садовая с учетом замкнутых транзитов 110 кВ Балезино - Селты и 110 кВ Ижевск - Садовая напряжение на шинах 110 кВ ПС Садовая составляет 101 кВ, также возможно возникновение перегрузки сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Пазелы - Ува на 5%. При ограничении нагрузки на 9 МВт в районе ПС Садовая, напряжение находится на уровне минимально допустимого, перегрузки сверх допустимого длительного тока ВЛ 110 кВ Пазелы - Ува не выявлено.
Следует отметить, что для обеспечения отсутствия ограничений нагрузки в последнем рассмотренном режиме можно выполнить реконструкцию ПС Никольская с установкой выключателя в линии Позимь - Никольская (и трансформаторе Т1) с учетом возможности замыкания СВ на ПС Вараксино.
Таким образом, в Садовом энергоузле:
- рекомендуется ускорить восстановление БСК 110 кВ на ПС Садовая;
- для обеспечения допустимых параметров режима в послеаварийных режимах в ремонтных схемах рекомендуется выполнять ограничение нагрузок в районе ПС Садовая величиной до 12 МВт (действиями диспетчерского персонала);
- в период 2015 - 2018 гг. рекомендуется выполнить реконструкцию для обеспечения возможности замыкания СВ на ПС 110 кВ Вараксино в ремонтных схемах. В случае отсутствия возможности выполнения указанной реконструкции - установить устройства АОСН в районе ПС Садовая и АОПО на ВЛ 110 кВ Пазелы - Ува.

Выводы к разделу:
1) рекомендуется изменение принципов действия АОПО (АРЛ) ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС - Водозабор 1, 2, ВЛ 110 кВ Водозабор - Воткинск 1, 2 цепи на отключение В 110 кВ Газовая 1, 2 ПС 110 кВ Кыква для недопущения наброса мощности на АТ 220/110 кВ Комсомольская, АТ 220/110 кВ Сива и на транзит ВЛ 110 кВ Ижевск - Воткинск при действии АОПО по существующим принципам на отключение В 110 кВ Воткинск 1, 2 на ПС 110 кВ Водозабор;
2) для устранения перегрузок ВЛ 110 кВ Сива - Газовая 1, 2 рекомендуется установить на данных ВЛ 110 кВ на ПС 220 кВ Сива устройства АОПО с действием на отключение В 110 кВ Газовая 1, 2 ПС 110 кВ Кыква;
3) для устранения перегрузок АТ 220/110 кВ Комсомольская рекомендуется установка устройств АОПО на оба автотрансформатора ПС 220 кВ Комсомольская с действием на ограничение нагрузки в районе ПС 110 кВ Кыква до 36 МВт.
Указанные мероприятия по вводу устройств АОПО необходимы для обеспечения допустимых параметров режима до ввода ПС 220 кВ Як.-Бодья;
4) до ввода ВЛ 110 кВ Камбарка - Каракулино рекомендуется действие устройств АОСН в районе РП Мостовое на ограничение нагрузки величиной до 76 МВт. Перегрузку ВЛ 110 кВ Чайковская ТЭЦ, Каучук - Сарапул устранять существующими устройствами АОПО;
5) ликвидацию перегрузок ВЛ 110 кВ, отходящих от Ижевской ТЭЦ-1, рекомендуется осуществлять действием АОПО на ограничение генерации Ижевской ТЭЦ-1, сооружаемых по титулу "Схемы выдачи мощности при реконструкции Ижевской ТЭЦ-1 с применением ПГУ";
6) для устранения перегрузок ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Союзная 1, 2 цепи и ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь 1, 2 цепи рекомендуется установить АОПО на указанных ВЛ 110 кВ с действием на ограничение генерации Ижевской ТЭЦ-2;
7) устранение недопустимого снижения напряжения в районе ПС 110 кВ Кузьма, Сегедур выполнять действиями АОСН с ограничением нагрузки величиной до 13 МВт (до ввода ВЛ 110 кВ Апрельская - Зюкай). Устранение недопустимого снижения напряжения на ш. 110 кВ Балезино рекомендуется выполнять АОСН с действием на ограничение нагрузки потребителей на ПС 110 кВ Балезино величиной до 13 МВт;
8) для устранения перегрузки одной цепи ВЛ 110 кВ Позимь - Пурга (при ремонте одной цепи 110 кВ Позимь - Пурга 1, 2) рекомендуется действие существующей АОПО на ограничение нагрузки в районе ПС 110 кВ Можга, Свет, Пурга на 12 МВт;
9) работа АРОЛ ВЛ 220 кВ Удмуртская - Сюга рекомендуется в ремонтных схемах сети 220 кВ (ремонт ВЛ 220 кВ Удмуртская - Свобода, 2 С 220 кВ ПС 500 кВ Удмуртская);
10) рекомендуется ускорить восстановление БСК 110 кВ на ПС Садовая. Обеспечение допустимых параметров режима выполнять путем ограничения нагрузок в районе ПС Садовая величиной до около 12 МВт (действиями диспетчерского персонала). В период 2015 - 2018 гг. рекомендуется выполнить реконструкцию для обеспечения возможности замыкания СВ на ПС 110 кВ Вараксино в ремонтных схемах. В случае отсутствия возможности выполнения указанной реконструкции - установить устройства АОСН в районе ПС Садовая и АОПО на ВЛ 110 кВ Пазелы - Ува.

3.7. Уровни токов короткого замыкания в электрической сети
110 кВ и выше для рекомендуемой схемы развития энергосистемы
Удмуртской Республики

В настоящем разделе выполнены расчеты токов трехфазного и однофазного короткого замыкания для замкнутого и нормально секционированного режимов работы электрических сетей 110 кВ и выше с учетом развития Удмуртской энергосистемы на перспективу до 2018 г.
Расчеты выполнены с целью определения уровней токов короткого замыкания на существующих и вновь сооружаемых подстанциях и электрических станциях на этапы 2015 и 2018 гг.
Секционирование сети 110 кВ Удмуртской энергосистемы выполнено в соответствии с диспетчерской схемой Удмуртского РДУ по состоянию на 01.01.2013 в следующих точках:
- транзит 110 кВ Кузьма - Зюкай (отключены выключатели линий на ПС 110 кВ Зюкай);
- транзит 110 кВ Сива - Черновская - Очер (отключен выключатель линии на ПС 110 кВ Очер);
- транзит 110 кВ Сива - Кыква - Комсомольская (выключатели линии Комсомольская - Кыква на ПС Комсомольская);
- ВЛ 110 кВ Селты - Валамаз (отключен выключатель линии на ПС 110 кВ Селты);
- на подстанциях 110 кВ Ува, Вараксино, Лесная, Подгорная, Бабино, Камбарка (отключены секционные выключатели).
С развитием электрических сетей энергосистемы на перспективу до 2018 г. появляется необходимость секционирования сетей еще в нескольких точках и изменения существующих.
На этапе 2015 г. сеть секционирована в следующих точках, кроме указанных выше:
- на ПС 110 кВ Пызеп и Пазелы (отключены секционные выключатели);
- точка секционирования транзита 110 кВ Сива - Кыква - Комсомольская переносится с подстанции Комсомольская на подстанцию Кыква;
- секционирование транзита 110 кВ Воткинская ГЭС - Кармановская ГРЭС переносится с секционного выключателя на ПС Камбарка на выключатели ВЛ 110 кВ Камбарка - Закамская.
На этапе 2018 г. секционирование сети осуществляется, кроме указанных выше, в следующих точках:
- транзит 110 кВ Газовая - Як.-Бодья (отключены выключатели линий на ПС 110 кВ Газовая);
- транзит 110 кВ Кыква - Киенгоп - Як.-Бодья (отключены выключатели линий на ПС 110 кВ Кыква);
- транзит 110 кВ Комсомольская - Кыква (отключены выключатели линий на ПС 220 кВ Комсомольская);
- на ПС 110 кВ Соцгород и Калашников (отключены секционные выключатели).
Результаты расчетов токов короткого замыкания для замкнутого и нормально секционированного режимов работы электрических сетей 110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы на этапы 2015 и 2018 гг., а также параметры существующих и вновь устанавливаемых выключателей на подстанциях и электростанциях Удмуртской энергосистемы приведены в таблицах 3.7.1 и 3.7.2.

Таблица 3.7.1. Токи короткого замыкания и параметры выключателей на этап 2015 г.

Наименование ПС
Замкнутый режим
Нормально секционированный режим
Тип выключателя

Количество, шт.
Ток КЗ
Ток КЗ




Удмуртская
ш. 500 кВ
15,3
13,8
15,2
13,7
ВВ-500
31,5
4
ш. 220 кВ
23,6
24,9
23,0
24,4
ВВД-220Б ВВБ-220
40
31,5
6
4
Ижевск <*>
ш. 220 кВ
16,0
13,3
15,7
13,1
У-220-10/1000
26,3
8
ш. 110 кВ
30,9
33,2
28,0
30,4
МКП-110М/630
31,5
18
Балезино
ш. 220 кВ
8,3
7,3
7,1
6,6
У-220-1000 У-220-10/1000
25
26,3
1
7
ш. 110 кВ
8,6
9,4
6,1
7,1
МКП-110М Нет данных
20
-
2
-
Звездная
ш. 220 кВ
7,8
7,0
7,0
6,5
У-220-1000
25
10
ш. 110 кВ
7,4
8,4
6,3
7,3
МКП-110М У-110-2000
20
50
8
6
Кама
ш. 220 кВ
11,2
9,3
10,8
9,0
ВМТ-220-1250
25
1
ш. 110 кВ
15,9
16,8
13,3
14,6
ВМТ-110Б GL-312F1/4031
25
40
10
3
Комсомольская
ш. 220 кВ
6,4
5,2
5,6
4,7
У-220-1000
25
3
ш. 110 кВ
7,2
7,3
4,5
4,9
МКП-110М/630
20
11
Позимь
ш. 220 кВ
17,4
15,5
17,1
15,3
ВМТ-220-1250 У-220-1000
25
25
4
3
ш. 110 кВ
23,0
23,1
21,1
21,5
У-110-2000
40
18
Садовая
ш. 220 кВ
5,4
4,3
5,0
4,1
ВМТ-220-1250
25
1
ш. 110 кВ
7,8
7,6
5,8
6,1
ВМТ-110Б МКП-110М
25
20
8
3
Сива
ш. 220 кВ
8,6
6,8
8,2
6,6
У-220-1000
25
2
ш. 110 кВ
16,6
16,6
12,0
13,0
У-110-2000 МКП-110М
40
20
4
11
Сюга
ш. 220 кВ
8,3
7,3
8,0
7,2
У-220-2000
25
3
ш. 110 кВ
9,7
10,4
9,1
9,9
У-110-2000
40
16
ПС 220/10 кВ Свобода
7,0
6,3
6,9
6,3
Новая ПС
-
-
Металлург <*>
ш. 220 кВ
16,2
14,2
16,0
14,1
Нет данных
-
3
ш. 110 кВ
23,6
24,7
21,9
23,4
МКП-110М МКП-110-3,5
18,4
18,4
3
3
Машзавод
25,0
26,8
23,0
25,0
ВЭБ-110 У-110
40
42
3
7
Игерман
17,5
13,9
15,8
12,8
МКП-110М
20
1
Сегедур
6,4
5,1
3,4
2,9
ВМТ-110Б
25
8
Красногорье
3,3
2,3
1,9
1,3
ВМТ-110Б
25
7
Газовая
8,0
6,2
5,2
4,5
ВМТ-110Б
25
10
Кыква
6,8
5,7
3,6
3,2
ВМТ-110Б ВТГ-110П
25
40
8
2
Киенгоп
6,2
5,0
3,5
3,0
ВМТ-110Б
25
2
Николаевская
4,7
3,4
2,9
2,3
ВМТ-110Б
25
2
Лынга
5,6
4,3
2,8
2,3
ВМТ-110Б
25
2
Союзная
21,0
19,2
19,8
18,5
ВЭБ-110
40
8
Соцгород
13,9
10,5
13,2
10,2
ВЭБ-110
40
1
Калашников
10,5
7,2
10,1
7,1
ВГТЗ-110
40
3
Пурга
10,8
7,4
8,2
5,6
МКП-110М У-110
20
50
3
9
Сарапул
15,2
15,0
12,9
13,4
ВМТ-110Б
25
14
РП Мостовое
10,7
8,0
8,2
6,6
МКП-110М
20
9
Камбарка
13,4
10,9
6,5
5,9
LTB145D1/B
32
10
Воткинск
15,6
13,1
11,4
10,4
МКП-110М
20
15
Пызеп
4,1
2,9
2,0
1,4
Новая ПС
-
-
Пазелы
13,9
10,3
12,4
9,3
Новая ПС
-
-
Ижевская ТЭЦ-1
25,8
28,1
23,8
26,4
ВЭБ-110
40
10
Ижевская ТЭЦ-2
30,4
33,7
27,9
31,4
У-110-2000 ВЭБ-110
40
40
17
8
Примечание. <*> Отмечены подстанции, на которых токи короткого замыкания превышают номинальный ток отключения установленных выключателей

Таблица 3.7.2. Токи короткого замыкания и параметры
выключателей на этап 2018 г.

Наименование ПС
Замкнутый режим
Нормально секционированный режим
Тип выключателя

Количество, шт.
Ток КЗ
Ток КЗ




Удмуртская
ш. 500 кВ
15,2
13,7
15,1
13,7
ВВ-500
31,5
4
ш. 220 кВ
23,2
24,5
22,4
23,9
ВВД-220Б ВВБ-220
40
31,5
6
4
Ижевск <*>
ш. 220 кВ
15,5
13,1
14,9
12,7
У-220-10/1000
26,3
8
ш. 110 кВ
32,2
35,3
27,9
30,7
МКП-110М/630
31,5
18
Балезино
ш. 220 кВ
8,4
7,4
7,1
6,6
У-220-1000 У-220-10/1000
25
26,3
1
7
ш. 110 кВ
9,0
9,7
6,1
7,1
МКП-110М Нет данных
20
-
2
-
Звездная
ш. 220 кВ
8,0
7,1
6,9
6,4
У-220-1000
25
10
ш. 110 кВ
7,5
8,5
6,3
7,3
МКП-110М У-110-2000
20
50
8
6
Кама
ш. 220 кВ
11,2
9,3
10,7
9,0
ВМТ-220-1250
25
1
ш. 110 кВ
15,9
16,9
13,3
14,6
ВМТ-110Б GL-312F1/4031
25
40
10
3
Комсомольская
ш. 220 кВ
6,6
5,3
5,5
4,7
У-220-1000
25
3
ш. 110 кВ
8,3
8,1
4,5
4,9
МКП-110М/630
20
11
Позимь
ш. 220 кВ
17,6
15,8
17,1
15,4
ВМТ-220-1250 У-220-1000
25
25
4
3
ш. 110 кВ
26,5
27,2
21,1
22,0
У-110-2000
40
18
Садовая
ш. 220 кВ
5,4
4,3
5,0
4,1
ВМТ-220-1250
25
1
ш. 110 кВ
7,8
7,6
5,8
6,1
ВМТ-110Б МКП-110М
25
20
8
3
Сива
ш. 220 кВ
8,6
6,8
8,1
6,6
У-220-1000
25
2
ш. 110 кВ
17,0
17.0
12,0
12,9
У-110-2000 МКП-110М
40
20
4
11
Сюга
ш. 220 кВ
8,3
7,3
8,0
7,2
У-220-2000
25
3
ш. 110 кВ
9,8
10,5
9,1
9,9
У-110-2000
40
16
ПС 220/10 кВ Свобода
7,0
6,3
6,9
6,3
Новая ПС
-
-
Металлург <*>
ш. 220 кВ
16,3
14,4
15,9
14,1
Нет данных
-
3
ш. 110 кВ
23,7
24,9
21,9
23,5
МКП-110М МКП-110-3,5
18,4
18,4
3
3
Машзавод
25,1
27,1
23,0
25,2
ВЭБ-110 У-110
40
42
3
7
Игерман
17,9
14,4
15,8
12,8
МКП-110М
20
1
Сегедур
7,2
5,2
3,4
2,9
ВМТ-110Б
25
8
Красногорье
3,3
2,4
1,9
1,3
ВМТ-110Б
25
7
Газовая
9,4
6,8
5,2
4,0
ВМТ-110Б
25
10
Кыква
9,8
8,9
4,2
4,2
ВМТ-110Б ВТГ-110П
25
40
8
2
Киенгоп
9,2
8,0
4,0
3,3
ВМТ-110Б
25
2
Николаевская
9,2
8,1
5,0
4,9
ВМТ-110Б
25
2
Лынга
6,7
5,1
2,9
2,2
ВМТ-110Б
25
2
Союзная
21,0
19,3
19,8
18,5
ВЭБ-110
40
8
Соцгород
19,7
15,7
13,2
10,2
ВЭБ-110
40
1
Калашников
19,4
17,3
13,4
11,0
ВГТЗ-110
40
3
Пурга
11,0
7,6
8,2
5,6
МКП-110М У-110
20 50
3
9
Сарапул
15,2
15,1
12,9
13,4
ВМТ-110Б
25
14
РП Мостовое
10,7
8,0
8,2
6,6
МКП-110М
20
9
Камбарка
13,4
10,9
6,5
5,9
LTB145D1/B
32
10
Воткинск
15,8
13,2
11,3
10,4
МКП-110М
20
15
Пызеп
4,3
3,0
2,0
1,4
Новая ПС
-
-
Пазелы
14,1
10,5
12,3
9,3
Новая ПС
-
-
Ижевская ТЭЦ-1
26,0
28,6
23,8
26,6
ВЭБ-110
40
12
Ижевская ТЭЦ-2
30,8
34,3
27,8
31,5
У-110-2000 ВЭБ-110
40
40
17
8
Александровская
20,7
18,7
19,3
17,9
Новая ПС
-
-
Як.-Бодья
ш. 220 кВ
9,2
7,0
7,9
6,2
Новая ПС
-
-
ш. 110 кВ
11,1
11,0
5,8
6,5
Новая ПС
-
-
Примечание. <*> Отмечены подстанции, на которых токи короткого замыкания превышают номинальный ток отключения установленных выключателей

Проверка соответствия отключающей способности выключателей расчетным токам КЗ проводилась путем сравнения начального значения периодической составляющей тока КЗ на шинах объекта с номинальным током отключения выключателей.
На следующих подстанциях выявлено несоответствие отключающей способности выключателей расчетным токам КЗ на этапах 2015, 2018 гг.:
- ПС 220 кВ Металлург - 6 выключателей 110 кВ (в замкнутом и секционированном режиме);
- ПС 220 кВ Ижевск - 18 выключателей 110 кВ (в замкнутом режиме).
Замена выключателей 110 кВ на ПС Металлург предусматривается Инвестиционной программой ЗАО "Электросеть" в 2014 - 2015 гг. На ПС 220 кВ Ижевск выключатели будут заменены при выполнении комплексной реконструкции подстанции, намечаемой Инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" в 2020 г.
На вновь сооружаемых подстанциях Як.-Бодья, Александровская может быть применено любое серийно выпускаемое оборудование.

3.8. Анализ баланса реактивной мощности и разработка
рекомендаций по установке компенсирующих устройств.
Рекомендации по оптимизации технологических потерь
в сети 110 кВ

В соответствии с техническим заданием в данном разделе выполнены анализ баланса реактивной мощности и разработка рекомендаций по установке компенсирующих устройств, в том числе для оптимизации технологических потерь в сети 110 кВ.
В работе учитывались следующие нормативные документы:
1. Приказ Минпромэнерго России № 49 от 22.02.2007 (далее - приказ № 49). Данный документ определяет порядок расчета значений коэффициента реактивной мощности потребителей в договорах электроснабжения.
Согласно данному документу фиксируется значение tg "фита" нагрузки на напряжении 110 кВ величиной не более 0,5, на напряжении 6 - 35 кВ величиной не более 0,4.
2. Стандарт ОАО "ФСК ЕЭС": "Методические указания по проведению расчетов для выбора типа, параметров и мест установки устройств компенсации реактивной мощности в ЕНЭС" (СТО 56947007-29.180.02.140-2012).
В отдельных энергоузлах Удмуртской энергосистемы, удаленных от центров питания, наблюдается дефицит активной и реактивной мощности и пониженные уровни напряжения в сети 110 кВ.
Наиболее проблемными с точки зрения баланса реактивной мощности Удмуртской энергосистемы в настоящее время являются следующие районы:
- сеть 500 кВ района размещения ПС 500 кВ Удмуртская;
- транзит 110 кВ Балезино - Оверята (Глазовский энергоузел);
- сеть 110 кВ района размещения ПС 220 кВ Садовая (Садовый энергоузел);
- транзит 110 кВ Сива - Комсомольская (Воткинский энергоузел);
- транзит 220 кВ Удмуртская - Кутлу - Букаш (Можгинский энергоузел);
- сеть 110 кВ района размещения РП Мостовое (Сарапульский энергоузел).

Уровни напряжения в контрольных пунктах в сети 110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы за последние три года, а также минимальные и аварийно допустимые уровни напряжения приведены в таблице 3.8.1.
Сведения по номинальной и фактической реактивной мощности источников реактивной мощности, в том числе располагаемый диапазон генераторов электрических станций, в Удмуртской энергосистеме в зимний максимум и летний минимум нагрузки представлены в таблице 3.8.2.
Анализ реактивной составляющей нагрузки (tg "фита") за 2011 - 2012 гг. приведен в таблице 3.8.3.
Филиалом "Удмуртэнерго" разрабатывается целевая программа мероприятий по управлению реактивной мощностью. Согласно данной программе на ПС 110 кВ Соцгород, Можга и Пурга установлены БСК 6 кВ мощностью 2 x 1,8 Мвар.

Расчетные условия
Выбор типа и мощности компенсирующих устройств выполняется по условиям:
- поддержания заданных уровней напряжения в контрольных пунктах и на шинах потребителей (по ГОСТ 13109-97);
- обеспечения допустимых уровней напряжения на изоляции оборудования не выше наибольшего рабочего - 525, 252 и 126 кВ соответственно на напряжении 500, 220 и 110 кВ;
- снижение технологических потерь в сети 110 кВ и выше;
- поддержания уровней напряжения на шинах генераторов не более +/- 5% от номинального значения;
- снижения загрузки реактивной мощностью автотрансформаторов 500/220, 500/110, 220/110 кВ и основных питающих и распределительных линий электропередачи 220, 110 кВ.
Для вновь вводимых подстанций tg "фита" нагрузки на напряжении 110 кВ принят величиной 0,5.

Сеть 500 кВ Удмуртской энергосистемы
Транзитный характер сети 220 - 500 кВ Удмуртской энергосистемы определяет изменение баланса реактивной мощности в широком диапазоне.
Режим минимальных перетоков в сечении 500 кВ "Урал - Запад" характеризуется наличием значительных избытков реактивной мощности и повышением напряжения на подстанциях 500 кВ выше наибольшего рабочего.
Согласно отчетным данным ОАО "СО ЕЭС" ОДУ Урала за 2009 - 2011 гг. недопустимое повышение напряжения имеет место на шинах 500 кВ подстанции Удмуртская и на Воткинской ГЭС.
Для снижения недопустимого повышения напряжения в сети 500 кВ генераторы Воткинской ГЭС и Кармановской ГРЭС переводятся в режим потребления реактивной мощности.
На ближайшую перспективу намечается ввод ШР 500 кВ и УШР 500 кВ на ПС 500 кВ Удмуртская с вводом ВЛ 500 кВ Помары - Удмуртская (2013 г.), а также второй ШР 500 кВ на Воткинской ГЭС при сооружении КРУЭ 500 кВ (2014 г.).
Расчет режимов минимальных перетоков в сети 500 кВ Удмуртской энергосистемы (рисунки 3.8.1 и 3.8.2) в летний минимум нагрузки на этапы 2015 и 2018 гг. показал, что мощности ШР (УШР) 500 кВ, устанавливаемых на ПС 500 кВ Удмуртская и Воткинской ГЭС, достаточно для поддержания допустимых уровней напряжения в сети 500 кВ (не свыше 525 кВ).
Компенсация зарядной мощности ВЛ 500 кВ Удмуртской энергосистемы на этапы 2015 и 2018 гг. составит 120%.

Ижевский энергоузел
Источниками реактивной мощности в рассматриваемом энергоузле являются генераторы электрических станций Ижевской ТЭЦ-1 и Ижевской ТЭЦ-2, а также батарея статических конденсаторов (БСК) мощностью 52 Мвар, установленная на шинах 110 кВ подстанции Позимь.
Согласно отчетным данным за последние три года рабочие уровни напряжения на подстанциях 110, 220 кВ Ижевского энергоузла составили:
- в сети 220 кВ - 232 - 246 кВ;
- в сети 110 кВ - 118 - 122 кВ.
Как показали расчеты, на этапы 2015, 2018 гг. в режиме МДП в сечении 500 кВ "Урал - Запад" напряжение в контрольных пунктах может снизиться до 113 кВ, в режимах с отключением одного элемента сети - до 110 кВ, что допустимо (таблицы М.91 - М.120 книги 2 тома 1 настоящей работы).
Установка системных компенсирующих устройств в сети 110 и 220 кВ Ижевского энергоузла не требуется.
Анализ реактивной составляющей нагрузки (tg "фита") Ижевского энергоузла показал, что для выполнения требований приказа № 49 необходимо установить БСК 6 (10) кВ потребителей мощностью порядка 35 Мвар (таблица 3.8.3). При этом, как показали расчеты, снижение технологических потерь активной мощности в сети 110 кВ составит 0,06 МВт.
Наиболее высокое значение tg "фита" отмечается на подстанциях Металлург, ГПП-3, Буммаш и Автозавод.

Воткинский энергоузел
Согласно отчетным данным за последние три года рабочие уровни напряжения на подстанциях 110, 220 кВ Воткинского энергоузла составили:
- в сети 220 кВ - 235 - 241 кВ;
- в сети 110 кВ - 109 - 121 кВ.
Как показали расчеты на этап 2015 г., напряжение в сети 110 кВ Воткинского энергоузла остается на существующем уровне и составляет 109 - 120 кВ. В послеаварийных режимах отключения одного элемента сети напряжение на ряде подстанций может снизиться до 102 кВ.
На этапе 2018 г. за счет ввода ПС 220 кВ Як.-Бодья напряжение в рассматриваемой сети 110 кВ повышается до нормального уровня и составляет 117 - 122 кВ. В послеаварийных режимах отключения одного элемента сети напряжение не снижается ниже 116 кВ.
С учетом ввода ПС 220 кВ Як.-Бодья на этапе 2017 г. установка системных компенсирующих устройств в сети 110 кВ Воткинского энергоузла не требуется.
Анализ реактивной составляющей нагрузки (tg "фита") Воткинского энергоузла показал, что для выполнения требований приказа № 49 необходимо установить БСК 6 (10) кВ потребителей мощностью порядка 6 Мвар (таблица 3.8.3). При этом, как показали расчеты, снижение технологических потерь активной мощности в сети 110 кВ составит 0,04 МВт.
Наиболее высокое значение tg "фита" отмечается на подстанциях Лынга и Нефть.

Глазовский энергоузел
Транзитные перетоки мощности по транзиту 220 кВ Удмуртская - Ижевск - Вятка оказывают существенное влияние на уровни напряжения в прилегающей сети 110 кВ.
Источниками реактивной мощности в рассматриваемом энергоузле являются две БСК мощностью 56,2 Мвар каждая, установленные на шинах 110 кВ подстанции Звездная, и генераторы Глазовской ТЭЦ.
Согласно отчетным данным за последние три года, рабочие уровни напряжения на подстанциях 110, 220 кВ Глазовского энергоузла составили:
- в сети 220 кВ - 232 - 246 кВ;
- в сети 110 кВ - 112 - 124 кВ.
Для обеспечения надежного электроснабжения транзита 110 кВ Балезино - Оверята в разделе 5 тома 1 книги 3 настоящей работы рекомендуется установка на этапе 2014 г., БСК 110 кВ мощностью 30 Мвар на ПС 110 кВ Зюкай (ПЭ) и ввод ВЛ 110 кВ Апрельская - Зюкай на этапе 2015 - 2016 гг.
Выполненные расчеты режимов показали, что установка дополнительных системных компенсирующих устройств в сети 110, 220 кВ Глазовского энергоузла не требуется (таблицы М.121 - М.150 книги 2 тома 1 настоящей работы).
Анализ реактивной составляющей нагрузки (tg "фита") Глазовского энергоузла показал, что для выполнения требований приказа № 49 необходимо установить БСК 6 (10) кВ потребителей мощностью порядка 32 Мвар (таблица 3.8.3). При этом, как показали расчеты, снижение технологических потерь активной мощности в сети 110 кВ составит 0,12 МВт.
Наиболее высокое значение tg "фита" отмечается на подстанциях Глазов, Юбилейная, Игра, Балезино-т, Карсовай, Мирная.

Сарапульский энергоузел
Согласно отчетным данным за последние три года рабочие уровни напряжения на подстанциях 110, 220 кВ Сарапульского энергоузла составили:
- в сети 220 кВ - 233 - 238 кВ;
- в сети 110 кВ - 112 - 119 кВ.
Анализ уровней напряжения в сети 110 кВ района размещения РП Мостовое на этапы 2015 и 2018 гг. показал, что с вводом ВЛ 110 кВ Камбарка - Потаповская - Каракулино уровни напряжения находятся на уровне:
- в нормальном режиме 113 - 120 кВ;
- в послеаварийном режиме отключения одного элемента сети не ниже 111 кВ.
Таким образом, установка системных компенсирующих устройств в сети 110 кВ Сарапульского энергоузла с учетом ввода ВЛ 110 кВ Камбарка - Каракулино не требуется.
Анализ реактивной составляющей нагрузки (tg "фита") Сарапульского энергоузла показал, что для выполнения требований приказа № 49 необходимо установить БСК 6 (10) кВ потребителей мощностью порядка 11 Мвар (таблица 3.8.3). При этом, как показали расчеты, снижение технологических потерь активной мощности в сети 110 кВ составит 0,15 МВт.
Наиболее высокое значение tg "фита" отмечается на подстанциях Высотная, Молодежная, Сухарево, Потаповская.

Можгинский энергоузел
Источником реактивной мощности в рассматриваемом энергоузле является БСК мощностью 52 Мвар, установленная на шинах 110 кВ подстанции Сюга.
Согласно отчетным данным за последние три года рабочие уровни напряжения на подстанциях 110, 220, 500 кВ Можгинского энергоузла составили:
- в сети 500 кВ (ПС 500 Удмуртская) - 504 - 518 кВ;
- в сети 220 кВ - 219 - 249 кВ;
- в сети 110 кВ - 106 - 121 кВ.
Анализ уровней напряжения на этапы 2015 и 2018 гг. показал, что с вводом ВЛ 500 кВ Помары - Удмуртская, ПС 220 кВ Свобода и ВЛ 220 кВ Удмуртская - Свобода уровни напряжения в сети 110 кВ находятся на уровне:
- в нормальном режиме 111 - 122 кВ;
- в послеаварийном режиме отключения одного элемента сети не ниже 107 кВ.
Таким образом, установка системных компенсирующих устройств в сети 110 кВ Можгинского энергоузла не требуется.
Анализ реактивной составляющей нагрузки (tg "фита") Можгинского энергоузла показал, что для выполнения требований приказа № 49 необходимо установить БСК 6 (10) кВ потребителей мощностью порядка 30 Мвар (таблица 3.8.3). При этом, как показали расчеты, снижение технологических потерь активной мощности в сети 110 кВ составит 0,11 МВт.
Наиболее высокое значение tg "фита" отмечается на подстанциях Саркуз, Агрыз-тяга и Пычас-тяга.

Садовый энергоузел
Согласно отчетным данным за последние три года рабочие уровни напряжения на подстанциях 110, 220 кВ Садового энергоузла составили:
- в сети 220 кВ - 240 - 249 кВ;
- в сети 110 кВ - 115 - 119 кВ.
Источником реактивной мощности в рассматриваемом энергоузле является БСК 110 кВ мощностью 52 Мвар, установленная на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Садовая. В настоящее время данная БСК выведена в резерв.
Как показали расчеты на этапы 2015, 2018 гг. (рисунки 3.8.3 - 3.8.4), в послеаварийном режиме отключения ВЛ 220 кВ Удмуртская - Садовая напряжение на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Садовая может снизиться до 104 кВ, что недопустимо (минимально допустимое напряжение на шинах 110 кВ ПС 200 кВ Садовая 105 кВ).
Для поддержания допустимых уровней напряжения в послеаварийных режимах к 2015 г. на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Садовая рекомендуется восстановление существующей БСК 110 кВ мощностью 52 Мвар либо установка новой БСК 110 кВ мощностью не менее 30 Мвар, генерируемой на напряжении 110 кВ (рисунки 3.8.5 - 3.8.6).
Восстановление (установка новой) БСК 110 кВ на ПС 220 кВ Садовая также позволит снизить технологические потери активной мощности в сети 110 кВ и выше на величину около 0,1 МВт, в том числе 0,06 МВт в сети 110 кВ.
Анализ реактивной составляющей нагрузки (tg "фита") Садового энергоузла показал, что для выполнения требований приказа № 49 необходимо установить БСК 6(10) кВ потребителей мощностью порядка 3 Мвар (таблица 3.8.3). При этом, как показали расчеты, снижение технологических потерь активной мощности в сети 110 кВ составит 0,02 МВт.

Закамский энергоузел
Согласно отчетным данным за последние три года рабочие уровни напряжения на подстанциях 110 кВ Закамского энергоузла составили 114 - 123 кВ.
На перспективу уровни напряжения сохраняются на существующем уровне.
Анализ реактивной составляющей нагрузки (tg "фита") показал, что требования приказа № 49 выполняются (таблица 3.8.3).
Следует отметить, что в целом на территории Удмуртской энергосистемы для выполнения требований приказа № 49 необходимо установить БСК 6(10) кВ потребителей суммарной мощностью порядка 117 Мвар. В результате технологические потери активной мощности в сети 110 кВ в режиме зимнего максимума нагрузки снижаются на 0,5 МВт.
Наиболее крупные потребители, реактивная составляющая нагрузки которых не соответствует приказу № 49, приведены в таблице 3.8.4.
В таблице 3.8.5 приведен перечень существующих и рекомендуемых к установке компенсирующих устройств.

Таблица 3.8.4. Перечень наиболее крупных потребителей,
реактивная составляющая нагрузки которых не соответствует
требованиям приказа № 49

Потребитель
Наименование питающих подстанций 110, 220 кВ
Необходимая мощность дополнительных рекомендуемых БСК потребителей, Мвар
ОАО "РЖД"
Ижевск-т, Саркуз, Агрыз-тяга, Пычас-тяга
28,8
ОАО "Ижсталь"
Металлург, ГПП-3
15,1
ОАО "Удмуртнефть"
Смирново, Пашкино, Лынга, Нефть, Башмаково, Зура
7,0
ОАО "Буммаш"
Буммаш
5,8
ОАО "Белкамнефть"
Потаповская, Сухарево
4,7

Таблица 3.8.5. Перечень существующих и рекомендуемых
к установке компенсирующих устройств 110 кВ и выше

Место установки
Тип
Номинальная мощность, Мвар
Примечание
Существующие компенсирующие устройства
ПС 220 кВ Звездная
БСК 110 кВ
2 x 56,2
-
ПС 220 кВ Позимь
БСК 110 кВ
52
-
ПС 220 кВ Сюга
БСК 110 кВ
52
-
Воткинская ГЭС (ПЭ)
ШР 500 кВ
180
-
Вятка (КЭ)
ШР 500 кВ
3 x 180
-
Планируемые к установке компенсирующие устройства
ПС 500 кВ Удмуртская
ШР 500 кВ
180
Установка с вводом ВЛ 500 кВ Помары - Удмуртская в 2013 г.
УШР 500 кВ
180
Воткинская ГЭС (ПЭ)
ШР 500 кВ
180
Установка с вводом КРУЭ 500 кВ на Воткинской ГЭС в 2014 г.
Рекомендуемые к установке компенсирующие устройства
ПС 220 кВ Садовая
БСК 110 кВ
30
Восстановление существующей БСК 110 кВ мощностью 52 Мвар либо установка новой БСК 110 кВ мощностью не менее 30 Мвар к 2015 г.
ПС 110 кВ Зюкай (ПЭ)
БСК 110 кВ
30
Этап 2014 г.

Выводы:
1) для поддержания допустимых уровней напряжения в послеаварийных режимах к 2015 г. на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Садовая рекомендуется восстановление существующей БСК 110 кВ мощностью 52 Мвар либо установка новой БСК 110 кВ мощностью не менее 30 Мвар;
2) для обеспечения надежного электроснабжения транзита 110 кВ Балезино - Оверята на ПС 110 кВ Зюкай (ПЭ) рекомендуется установка на этапе 2014 г. БСК 110 кВ мощностью 30 Мвар;
3) для выполнения требований приказа № 49 необходимо установить БСК 6 (10) кВ потребителей суммарной мощностью порядка 117 Мвар, что позволит снизить технологические потери активной мощности в сети 110 кВ на 0,5 МВт.

3.9. Перечень рекомендуемых к вводу электросетевых
объектов 110 кВ и выше энергосистемы Удмуртской Республики

В настоящем разделе приведен перечень новых и реконструируемых объектов, учитываемых и рекомендуемых к вводу настоящей работой по этапам развития Удмуртской энергосистемы на 2013 - 2016 гг., 2017 - 2018 гг. и 2019 - 2023 гг. (таблица 3.9.1).

Таблица 3.9.1. Перечень новых объектов, учитываемых
и рекомендуемых к вводу в Удмуртской
энергосистеме по этапам

Объект
Намечаемый год ввода по этапам
Собственник
2013 - 2016 гг.
2017 - 2018 гг.
2019 - 2023 гг.
Объекты 500 кВ
Сооружение ВЛ 500 кВ Помары - Удмуртская
Выполнено 2013
-
-
ОАО "ФСК ЕЭС"
Объекты 220 кВ
Сооружение ПС 220 кВ Свобода с ВЛ 220 кВ Удмуртская - Свобода и заходами Саркуз - В. Поляны на ПС Свобода
2013 - 2014
-
-
ОАО "ФСК ЕЭС"
Замена провода АС-300 на ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург, Каучук - Кама, Позимь - Металлург, Позимь - Кама на АС-400. Замена провода АС-400 на ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск 1, 2 на провод АС-500
2015 - 2016
-
-
Сооружение ПС 220 кВ Як.-Бодья с заходами ВЛ 110, 220 кВ
-
2017
-
Замена ОД и КЗ на выключатели и трансформатора 220 кВ 20 МВ.А на 25 МВ.А на ПС Игра
2015
-
-
Реконструкция ПС 220 кВ Ижевск с сооружением КРУЭ 110, 220 кВ на новой площадке с перезаводом всех ВЛ 220 кВ и ВЛ 110 кВ (Буммаш, ТЭЦ-2 1, 2, 3, 4, Лесная) и реконструкция ОРУ 110 кВ существующей ПС Ижевск с переименованием в ПС 110 кВ Дерябинская с сохранением схемы "две рабочие и ОСШ" (присоединены ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1, Культбаза, Пазелы, Майская), установкой трансформаторов 110 кВ 2 x 25 МВ.А и организацией связи 110 кВ между РУ 110 кВ ПС Дерябинская и Ижевск (использование участков сущ. ВЛ 220 кВ с проводом АС 500)
-
-
2020 г.
ОАО "ФСК ЕЭС" "Удмуртэнерго"
Реконструкция ОРУ 220 кВ ПС Металлург с увеличением пропускной способности оборудования и заменой выключателей 220 кВ
2014
-
-
ЗАО "Электросеть"
Объекты 110 кВ
Сооружение ПС 110 кВ Пазелы
2013 - 2015
2016 - 2017
-
"Удмуртэнерго"
Перекатка трансформаторов 110 кВ между ПС Арзамасцево и Птицефабрика
2014
-
-
Сооружение ВЛ 110 кВ (+ кабельный переход по мосту) Камбарка - Каракулино с расширением РУ 110 кВ ПС Камбарка и Каракулино (РУ ПС Камбарка расширяется на 2 ячейки 110 кВ, РУ ПС Каракулино - до схемы "Две рабочие системы шин")
2015 - 2020
-
-
Сооружение (восстановление) связи Позимь - Калашников - Кировская - Ижевск с заменой провода АС-95 на высокотемпературный провод и переводом в проходные подстанции - ПС 110 кВ Калашников и Соцгород

2017 - 2018
2019 - 2023
Сооружение КЛ 110 кВ ТЭЦ-1 - Александровская
-

2019 - 2023
Сооружение КЛ 110 кВ Александровская - Позимь
-
-
2019 - 2023
Замена трансформаторов 110 кВ ПС Каракулино мощностью 2 x 10 МВ.А на 2 x 16 МВ.А
-
-
2019 - 2023
Сооружение ПС 110 кВ Мартьяны
-

2019 - 2023
Замена провода АС-95 на ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь 1, 2
-
-
2019 - 2023
Сооружение ПС 110 кВ Быргында с ВЛ 110 кВ Каракулино - Быргында
-
-
2019 - 2023
Замена выключателей 110 кВ на ПС 220 кВ Металлург
2014
-
-
ЗАО "Электросеть"
Реконструкция ОРУ 110 кВ ГПП-3 с заменой КЗ и ОД на выключатели
2015
-
-
Замена трансформаторов 2 x 25 МВ.А на 2 x 40 МВ.А на ПС 110 кВ Потаповская
2014
-
-
ОАО "Белкамнефть"
Замена трансформаторов 2 x 16 МВ.А на 2 x 25 МВ.А на ПС 110 кВ Сухарево
2014
-
-
Замена трансформатора 6,3 МВ.А на 16 МВ.А на ПС 110 кВ Лудзинка
2014
-
-
Сооружение ПС 110 кВ Пызеп 2 x 6,3 МВ.А с присоединением к ВЛ 110 кВ Звездная - Карсовай
2013 - 2016
-
-
ОАО "Удмуртнефть"
Замена трансформаторов 2 x 25 МВ.А на 2 x 40 МВ.А на ПС 110 кВ Кыква
2015
-
-
Замена трансформаторов 2 x 25 МВ.А на 2 x 40 МВ.А на ПС 110 кВ Докша (Донцовская)
2016
-
-
Строительство ВЛ 110 кВ Сегедур-Пызеп с созданием транзита Балезино - Сегедур - Пызеп - Карсовай - Звездная
2015 - 2016
-
-
ОАО "Удмуртнефть"
Восстановление БСК 110 кВ на ПС 220 кВ Садовая (30 Мвар)
2015
-
-
ОАО "ФСК ЕЭС"
Сооружение ВЛ 110 кВ Апрельская - Зюкай
2016
-
-
ОАО "МРСК Урала"
Сооружение сетей 6 - 10 кВ для перевода нагрузки с ПС Кировская, Игерман, Парковая, Восточная
2014 - 2016
2017 - 2018
-
ОАО "ИЭС"






3.10. Объемы электросетевого строительства и ориентировочные
капитальные вложения по рекомендуемой схеме развития
электрических сетей 110 кВ и выше энергосистемы
Удмуртской Республики

В настоящей работе стоимость строительства учитываемых и рекомендуемых к сооружению электросетевых объектов 110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы определена ориентировочно с использованием укрупненных стоимостных показателей электрических сетей (324 тм - т1 от 09.07.12), с учетом инвестиционных программ ОАО "ФСК ЕЭС", филиала "Удмуртэнерго", ЗАО "Электросеть" и по проектам-аналогам.

В таблице 3.11.1 представлены ориентировочные объемы электросетевого строительства и капитальные вложения по рекомендуемой схеме развития электрических сетей 110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы на период до 2018 г. с перспективой до 2023 г.
Суммарные капиталовложения по собственникам составят (в текущих ценах):
- филиал ОАО "МРСК Центра и Приволжья" - "Удмуртэнерго: на этапе 2013 - 2018 гг. - 2914,8 млн. руб., на этапе 2019 - 2023 гг. - 2141,5 млн. руб.;
- ОАО "ФСК ЕЭС": на этапе 2013 - 2018 гг. - 13859,9 млн. руб., на этапе 2019 - 2023 гг. - 3247,2 млн. руб.;
- другие собственники - на этапе 2013 - 2018 гг. - 2080,5 млн. руб.
Суммарные капиталовложения в целом по Удмуртской энергосистеме составят на этапе 2013 - 2018 гг. - 18855,2 млн. руб., на этапе 2019 - 2023 гг. - 5388,7 млн. руб.

4. Выводы

1. Целью настоящей работы является разработка схемы развития электрических сетей 110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы с учетом потребности потребителей в электрической энергии и мощности, развития генерирующих источников на период до 2019 г. с перспективой до 2023 г.
2. В данном томе 1 выполнен анализ существующего состояния электроэнергетики Удмуртской Республики, прогноз уровней электропотребления и электрических нагрузок, представлены перспективные балансы мощности Удмуртской энергосистемы в целом и по энергоузлам, разработаны рекомендации по развитию электрических сетей Удмуртской энергосистемы.
3. В 2012 году электропотребление Удмуртской энергосистемы составило 9,344 млрд. кВт.ч, а собственный максимум электрической нагрузки потребителей - 1577 МВт. В отчетный период 2008 - 2012 гг. рост электропотребления Удмуртской энергосистемы составил 6,1% и был в два и более раз выше, чем в целом по РФ (3,1%) и ОЭС Урала (2,4%). Уровень электропотребления 1990 г. достигнут в энергосистеме в 2011 г. По итогам 2011 г. электропотребление энергосистемы Удмуртской Республики было выше уровня 1990 г. на 5,0%.
Суммарный прирост потребности в электрической мощности по Удмуртской энергосистеме Удмуртской Республики составил в 2008 - 2012 гг. 132 МВт. Его определяли Воткинский (39,4%), Сарапульский (27,3%) и Ижевский (20,5% от суммарного прироста) энергоузлы. В Воткинском и Сарапульском энергоузлах прирост электрической нагрузки определяла нефтедобыча, в Ижевском энергоузле - комбыт.
4. Суммарная установленная электрическая мощность электростанций Удмуртской энергосистемы с учетом станций промышленных предприятий на 01.01.2014 составила 572,6 МВт. Покрытие электрической нагрузки потребителей Удмуртской энергосистемы осуществляется от трех теплоэлектроцентралей ОАО "ТГК-5" (Ижевская ТЭЦ-1 - 60 МВт, Ижевская ТЭЦ-2 - 390 МВт и Сарапульская ТЭЦ - 10,7 МВт), трех станций промышленных предприятий (Воткинская ТЭЦ (16 МВт) и Глазовская ТЭЦ (89,4 МВт), ТЭС ООО "Автокотельная" (6,5 МВт)).
Кроме перечисленных электростанций на территории Удмуртской Республики работают электростанции небольшой мощности, функционирующие вне зоны оперативного управления ОДУ Урала (мини-ТЭЦ "Дружба" и т.д). За период 2008 - 2012 гг. установленная мощность электростанций Удмуртской энергосистемы снизилась на 10,3 МВт.
5. В отчетные 2008 - 2012 гг. потребность в мощности потребителей Удмуртской энергосистемы значительно превышала покрытие от электростанций, расположенных на ее территории. Доля электростанций Удмуртской энергосистемы в покрытии максимума электрической нагрузки потребителей составляла от 28,7 до 32,3%.
Дефицит мощности в Удмуртской энергосистеме при прохождении максимальных электрических нагрузок в указанный период составил от 978 до 1123 МВт и покрывался из соседних энергосистем (Пермской, Кировской, Башкирской, Татарской) по ВЛ 35 - 500 кВ. Все энергоузлы Удмуртской энергосистемы также дефицитны по мощности.
Удмуртская энергосистема является дефицитной и по электроэнергии. В 2012 году дефицит электроэнергии энергосистемы составил 6434,2 млн. кВт.ч. Наибольший объем электроэнергии величиной 3954,7 млн. кВт.ч был получен из Пермской энергосистемы.
6. Анализ существующего состояния электрических сетей 110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы выявил недопустимые перегрузки и снижения напряжения в режимах с отключением одного элемента, требующие мероприятий по усилению, в сети 220 кВ, Сарапульском, Воткинском, Глазовском, Садовом, Можгинском энергоузлах.
7. Прогнозная потребность Удмуртской энергосистемы в электроэнергии и мощности рассмотрена для двух вариантов - максимальный (расчетный) и минимальный (прогноз филиала ОАО "СО ЕЭС" Удмуртское РДУ).
Расчетный вариант был разработан с опорой на информацию по потребителям (опросные данные, заявки на технологическое присоединение), данные Министерства строительства, архитектуры и жилищной политики, администраций муниципальных образований Удмуртской Республики.
В соответствии с выполненными расчетами и предоставленными данными потребность Удмуртской энергосистемы в электроэнергии и мощности оценивается по минимальному и максимальному вариантам в диапазоне:
- на 2014 г. - 9586 - 9800 млн. кВт.ч и 1596 - 1670 МВт;
- на 2016 г. - 9907 - 10050 млн. кВт.ч и 1642 - 1720 МВт;
- на 2019 г. - 10199 - 10500 млн. кВт.ч и 1694 - 1820 МВт.
По максимальному варианту в прогнозный период до 2019 г. прирост потребности в электрической мощности по энергосистеме Удмуртской Республики оценивается величиной порядка 305 МВт. Его в основном определяют потребители жилого и общественного секторов комбыта Ижевского энергоузла (167 МВт, или 55% от учтенного прироста), объект УХО в пос. Кизнер Можгинского энергоузла, предприятия нефтедобычи в Сарапульском, Воткинском, Глазовском, Можгинском энергоузлах.
Для расчетов потокораспределения и определения оптимального развития электросетевых объектов выбран максимальный (расчетный) вариант.
8. По имеющимся прогнозам установленная мощность электростанций Удмуртской энергосистемы к 2019 г. должна вырасти до 819,1 МВт. Увеличение установленной мощности ожидается за счет планируемых вводов мощности на Ижевской ТЭЦ-1 (ПГУ 230 МВт - начало 2014 г.), Воткинской ТЭЦ (12 МВт - 2017 г.), ТЭЦ ОАО "Ижавто" (6,5 МВт - 2013 г.).
9. Несмотря на увеличение установленной мощности электростанций, баланс мощности Удмуртской энергосистемы до 2020 г. складывается с дефицитом мощности величиной от 888 МВт до 1021 МВт. Рост электрической нагрузки потребителей, недостаточные объемы вводов новых генерирующих мощностей, большой процент износа основного энергетического оборудования не позволяют решить проблему дефицита электрической мощности в Удмуртской энергосистеме в прогнозный период. Более 50% нагрузки будет покрываться за счет приема мощности из других энергосистем по электрическим связям.
10. Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Удмуртской энергосистемы, снятия сетевых ограничений по обеспечению потребительского спроса в максимально возможном объеме на период до 2018 г. с перспективой до 2023 г. настоящей работой рекомендовано:
- по сети 220 - 500 кВ:
- в 2014 - 2015 гг. - замена разъединителей, линейной ошиновки на ПС 220 кВ Металлург (ячейки ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург, Позимь - Металлург), трансформаторов тока 220 кВ с номинальным током 600 А на ПС Фаленки (ячейки ВЛ 220 кВ Звездная - Фаленки 1, 2);
- в 2014 - 2015 гг. замена провода на двух цепях ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск сечением АСУ-400 на провод АС-500, на ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург, Каучук - Кама, Позимь - Металлург и Позимь - Кама сечением АС-300 на провод АС-400;
- при разработке схемы и программы развития электроэнергетики ЕЭС России на 2013 - 2019 гг. (2014 - 2020 гг.) выполнить дополнительное обоснование усиления сетей 220 кВ Удмуртской энергосистемы, в том числе с рассмотрением вариантов сооружения новой ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Удмуртская или Буйская - Удмуртская и установкой фазоповоротных устройств;
- в Сарапульском энергоузле:
- сооружение ВКЛ 110 кВ Камбарка - Потаповская - Каракулино с расширением ПС Каракулино до схемы со сборными шинами;
- в Воткинском энергоузле:
- сооружение ПС 220 кВ Як.-Бодья (2 x 125 МВ.А) с заходами ВЛ 220 кВ Удмуртская - Ижевск и ВЛ 110 кВ Газовая - Кыква 1,2 и Кыква - Якшур-Бодья;
- в Ижевском энергоузле:
- в 2014 - 2018 гг. сооружение электрических сетей 6,10 кВ ОАО "ИЭС" для перевода нагрузки с ПС 110 кВ Игерман, Парковая, Восточная, Кировская на ПС Союзная, Пазелы, Центральная и т.д.;
- после 2016 г. сооружение связи 110 кВ Ижевск - Позимь путем сооружения участка ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Калашников до ПС 110 кВ Кировская с использованием высокотемпературного провода сечением 95, переводом ПС Калашников, Соцгород в проходные, заменой существующего провода АС-95 (ВЛ Ижевск - Культбаза и Позимь - Калашников) на высокотемпературный;
- после 2020 г. сооружение ПС 110 кВ Александровская (2 x 25 МВ.А) с КЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Александровская;
- реконструкцию ПС 220 кВ Ижевск в 2020 г. выполнить с сооружением КРУЭ 220, 110 кВ ПС 220 кВ Ижевск по схеме "две рабочие системы шин" на новом месте и перезаводом в КРУЭ всех ВЛ 220 кВ и части ВЛ 110 кВ: Буммаш 1, 2, Ижевская ТЭЦ-2 1, 2, 3, 4, Лесная и реконструкцией ОРУ 110 кВ существующей ПС 220 кВ Ижевск с заменой оборудования по месту (схема РУ 110 кВ - "две рабочие системы шин"), переименованием в ПС 110 кВ Дерябинская с сохранением присоединений ВЛ 110 кВ ТЭЦ-1 1, 2, Культбаза 1, 2 (Соцгород, Калашников), Пазелы 1, 2, Майская 1, 2, установкой двух трансформаторов 2 x 25 МВ.А и организацией связи между РУ 110 кВ ПС Дерябинская и Ижевск;
- в период 2019 - 2023 гг. сооружение КЛ 110 кВ Александровская - Пирогово для организации связи ТЭЦ-1 - Позимь и замену провода АС 95 на ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ - 2 - Позимь с учетом сооружения ПС 110 кВ Мартьяны;
- в Глазовском энергоузле:
- при реконструкции ПС 220 кВ Игра в 2015 г. выполнить замену трансформатора 220 кВ мощностью 20 МВ.А на 25 МВ.А;
- для усиления транзита 110 кВ Балезино - Оверята - к 2014 году установка БСК мощностью 30 Мвар на ПС 110 кВ Зюкай, в 2015 - 2016 гг. - сооружение ВЛ 110 кВ Апрельская - Зюкай;
- в Садовом энергоузле:
- к 2015 г. восстановление БСК 110 кВ мощностью 52 Мвар на ПС 220 кВ Садовая (или установка новой в случае невозможности восстановления существующей).
С учетом рекомендуемых настоящей работой мероприятий по усилению электрических сетей, а также электросетевых объектов, планируемых к сооружению сетевыми компаниями и потребителями, в Удмуртской энергосистеме будет обеспечено надежное электроснабжение потребителей и передача мощности от электростанций.
11. Суммарные капитальные вложения по схеме развития электрических сетей 110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы на период до 2018 г. с перспективой до 2023 г. составят в текущих ценах на этапе 2013 - 2018 гг. 18855,2 млн. руб., на этапе 2019 - 2023 гг. - 5388,7 млн. руб, в том числе по собственникам:
- филиал ОАО "МРСК Центра и Приволжья" - "Удмуртэнерго: на этапе 2013 - 2018 гг. - 2914,8 млн. руб., на этапе 2019 - 2023 гг. - 2141,5 млн. руб.;
- ОАО "ФСК ЕЭС": на этапе 2013 - 2018 гг. - 13859,9 млн. руб., на этапе 2019 - 2023 гг. - 3247,2 млн. руб.;
- другие собственники - на этапе 2013 - 2018 гг. - 2080,5 млн. руб.

5. Перечень сокращений

АТ - автотрансформатор.
АОПО - автоматика ограничения перегрузки оборудования.
АТГ - автотрансформаторная группа.
БСК - батарея статических конденсаторов.
ВЛ - воздушная линия.
ГТУ - газотурбинная установка.
КЗ - короткое замыкание.
КЛ - кабельная линия.
КРУЭ - комплектное распределительное устройство элегазовое.
МДП - максимально допустимый переток.
МЭС - магистральные электрические сети.
ОАО - открытое акционерное общество.
ОРУ - открытое распределительное устройство.
ПА - противоаварийная автоматика.
ПС - Подстанция.

ПУЭ - Правила устройства электроустановок.
ПТЭ - Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей.
РДУ - региональное диспетчерское управление.
РУ - распределительное устройство.
СО ЕЭС - системный оператор единой энергетической системы.
ЕЭС - единая энергетическая система.





ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
НА ВЫПОЛНЕНИЕ ВНЕСТАДИЙНОЙ РАБОТЫ "РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ
ПО ПОВЫШЕНИЮ НАДЕЖНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО
КОМПЛЕКСА 110 КВ ФИЛИАЛА "УДМУРТЭНЕРГО"

1. Основание для проведения работ:

1.1. Инвестиционная программа филиала "Удмуртэнерго" на период 2012 - 2017 гг.
1.2. Схема и программа развития электроэнергетики Удмуртской Республики на 2013 - 2017 годы, утвержденные приказом Министерства промышленности и энергетики УР от 12.05.2012 № 05-26.
1.3. Схема и программа развития ЕЭС России на 2011 - 2017 гг., утвержденная приказом Минэнерго РФ от 29.08.2011 № 380.

2. Цель работы

2.1. Разработка предложений по развитию электросетевых объектов филиала "Удмуртэнерго" номинальным классом напряжения 110 кВ на период 2014 - 2018 гг. по годам для включения в Инвестиционную программу ОАО "МРСК Центра и Приволжья", предложений по скоординированному развитию электросетевых объектов номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме в целом и объектов генерации (с учетом вводов и демонтажей) по Удмуртской энергосистеме по годам.
2.2. Разработка предложений по развитию электрических сетей филиала "Удмуртэнерго" номинальным классом напряжения 110 кВ на период 2014 - 2018 гг. с учетом предложений по развитию электрических сетей номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме в целом для обеспечения надежного функционирования в долгосрочной перспективе. Обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса.

3. Стадийность проектирования

Внестадийная работа.

4. Содержание работы

4.1. Общая характеристика региона
В работе должны быть приведены данные по площади территории, численности населения, перечень наиболее крупных населенных пунктов, основные направления специализации Удмуртской Республики, в том числе в части промышленности, строительства, транспорта, сферы обслуживания.
4.2. Анализ состояния электроэнергетики Удмуртской Республики за прошедший пятилетний период.
4.2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Удмуртской Республики.
4.2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Удмуртской Республике и структура электропотребления по основным группам потребителей за последние пять лет.
4.2.3. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в регионе с указанием потребления электрической энергии и мощности.
4.2.4. Динамика изменения максимума нагрузки.
4.2.5. Структура установленной электрической мощности на территории Удмуртской Республики, в том числе с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с электроэнергетическими объектами.
4.2.6. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности.
4.2.7. Характеристика балансов электрической энергии и мощности.
4.2.8. Основные характеристики электросетевого хозяйства филиала "Удмуртэнерго" 110 кВ, объектов электросетевого хозяйства энергосистемы 110 кВ и выше, включая перечень существующих ЛЭП и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ с указанием сводных данных по ним.
4.2.9. Основные внешние электрические связи энергосистемы Удмуртской Республики.
4.3. Особенности и проблемы текущего состояния электросетевого хозяйства филиала "Удмуртэнерго" и электроэнергетики на территории Удмуртской Республики.
В работе необходимо отразить особенности функционирования энергосистемы на территории Удмуртской Республики, провести оценку балансовой ситуации и наличия "узких мест", связанных с:
- наличием отдельных частей энергосистемы, в которых имеются ограничения на технологическое присоединение потребителей к электрической сети с указанием ограничивающих элементов;
- недостатком пропускной способности электрических сетей 110 кВ и выше 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).
4.4. Основные направления развития электросетевого хозяйства филиала "Удмуртэнерго" с учетом развития электроэнергетики Удмуртской Республики в целом:
4.4.1. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на пятилетний период (с разбивкой по годам) по территории Удмуртской Республики с выделением наиболее крупных потребителей и инвестиционных проектов;
4.4.2. Анализ надежности действующих электрических сетей 110 кВ и выше.

4.4.2. Разработка вариантов развития электрической сети 110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы (Ижевский, Сарапульский, Воткинский, Можгинский, Глазовский, Садовый энергоузлы), в т.ч. с рассмотрением целесообразности перевода на более высокое номинальное напряжение объектов сети 35 кВ и выше.
4.4.3. Расчеты пропускной способности сети 110 кВ и выше.
4.4.4. Расчеты токов короткого замыкания в электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Удмуртской Республики. Разработка рекомендаций по ограничению токов короткого замыкания, в т.ч.:
- схемные решения (в т.ч. секционированные сети);
- противоаварийная автоматика;
- замена оборудования.
4.4.5. Анализ баланса реактивной мощности и разработка рекомендаций по установке компенсирующих устройств с учетом роста нагрузок в электрической сети 110 кВ и выше и развития генерирующих мощностей Удмуртской Республики на этап 2014 - 2018 гг. Рекомендации по оптимизации технологических потерь в сети 110 кВ.
4.4.6. Проведение анализа пропускной способности сети 110 кВ и выше, эффективности и достаточности существующей противоаварийной автоматики, разработка предложений по реконструкции электросетевых объектов 110 кВ и выше, модернизации существующих и установке новых устройств ПА, средств связи, АСДУ в связи с развитием генерирующих мощностей, ростом потребления и возможным изменением существующей конфигурации электрических сетей 110 кВ и выше.
4.4.7. Технико-экономическое сравнение рассматриваемых вариантов развития электрической сети 110 кВ и выше.
4.4.8. Выбор наиболее эффективного варианта развития электрической сети. Выводы и предложения по реализации наиболее эффективного варианта развития электрической сети. Выводы и предложения по реализации наиболее эффективного варианта развития электрической сети. Разрабатываемые варианты схем должны иметь возможность практической реализации, в том числе с точки зрения отвода земельных участков под строительство и расширение ЛЭП и ПС.
4.4.9. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на прогнозный пятилетний период.
4.4.10. Выполнение расчетов электрических режимов для сети 110 кВ и выше для характерных периодов (зимний и летний максимум нагрузок рабочего дня, летний и зимний минимум нагрузок выходного дня, режим паводка) с учетом максимально допустимого перетока мощности в сечении "Урал - Запад" и "Запад - Урал" на период 2012 - 2018 гг. для формирования предложений по развитию электрической сети Удмуртской Республики. Сроки ввода объектов электрической сети напряжением выше 110 кВ принимаются в соответствии с проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2012 - 2017 гг.
4.4.11. На основании балансовых расчетов и расчетов электрических режимов определение и уточнение перечня "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше, с описанием возможных технологических ограничений, обусловленных их возникновением, и разработка предварительных предложений в виде перечня по вводам электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше для ликвидации "узких мест". Предложения по корректировке сроков ввода электросетевых объектов выше 110 кВ относительно проекта схемы и программы развития ЕЭС России на период 2012 - 2017 гг.
4.4.12. Анализ оснащенности объектов электросетевого хозяйства филиала "Удмуртэнерго" 110 кВ устройствами связи, ТМ, АСДУ. Разработка предложений по развитию систем связи, ТМ, АСДУ, в т.ч. с учетом требований системного оператора.
4.4.13. Формирование перечня электросетевых объектов напряжением 10 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, в том числе для устранения "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше, с разбивкой по собственникам объектов.
4.4.14. Формирование сводных данных по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше (для каждого года).

5. Перечень и комплектность результатов работы,
подлежащих приемке Заказчиком

Работа должна содержать:
- Пояснительную записку;
- Карты-схемы сетей 110 кВ и выше по состоянию на 2014 год и на перспективу 5 лет;
- Схемы потокораспределения для сетей напряжением 110 кВ и выше для нормальной, наиболее вероятных ремонтных и наиболее тяжелых послеаварийных схем на 2014 год и на перспективу 5 лет для режима максимальных нагрузок и для периода проведения плановых ремонтов;
- Объемы работ по новому строительству, расширению, реконструкции и техническому перевооружению электросетевых объектов 110 кВ и выше;
- Оценку потребности в инвестициях для реализации рекомендуемых внестадийной работой мероприятий;
- Материалы по оценке практической реализуемости проектов.
Работа выполняется в 4 экземплярах на бумажном носителе и в 1 экземпляре в электронном виде на CD. При этом текстовую и графическую информацию представить в стандартных форматах Windows, MS Office, Acrobat Reader.

6. Сроки выполнения работы

Срок выполнения работы - 4 квартал 2012 г. - 1 квартал 2013 г.

7. Исходные данные для выполнения работы

Перечень исходных данных, сроки подготовки и передачи их Заказчиком Исполнителю работы определяются договором на выполнение работы и календарным графиком с учетом условий настоящего технического задания.

8. Порядок согласования результатов работы

Проектная организация согласовывает результаты работы с ОАО "МРСК Центра и Приволжья", с Филиалов ОАО "СО ЕЭС" Удмуртское РДУ, Филиалом ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Урала.

9. Прочие условия

При выполнении работ учитывать требования действующего законодательства, государственных стандартов и технических регламентов, правил устройства и эксплуатации электроустановок, в том числе:
- Рекомендации по технологическому проектированию ПС переменного тока с высшим напряжением 35 - 750 кВ (СО 153-34.20.187-2003);
- Рекомендации по технологическому проектированию ВЛ электропередачи напряжением 35 кВ и выше (СО 153-34.20.186-2003);
- "Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем" (СО 153-34.20.118-2003);
- "Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ. Типовые решения" (действующие);
- ПУЭ (действующее издание);
- ПТЭ (действующее издание);
- Стандарт ОАО "СО ЕЭС" СТО 59012820.29.240.001-2011 "Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Условия создания объекта. Нормы и требования";
- Методические указания по устойчивости энергосистем, утв. Минэнерго РФ 30.06.2003.

10. Требования к подрядной организации

- Наличие Свидетельства о допуске, выданного саморегулируемой организацией, к работам по подготовке проектной документации, на выполнение инженерных изысканий.
- Наличие опыта выполнения аналогичных работ.
- Наличие квалифицированного персонала для выполнения работ.

Начальник УТП
И.П.ЛУШНИКОВ





Утверждена
распоряжением
Правительства
Удмуртской Республики
от 28 апреля 2014 г. № 274-р

СХЕМА И ПРОГРАММА
РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ
НА 2015 - 2019 ГОДЫ С ПЕРСПЕКТИВОЙ ДО 2023 ГОДА
(ОБОСНОВЫВАЮЩИЕ МАТЕРИАЛЫ)

ВВЕДЕНИЕ

Настоящая книга входит в состав Схемы и Программы развития электроэнергетики Удмуртской Республики на 2015 - 2019 годы с перспективой до 2023 года.
В настоящей книге выполнены и представлены расчеты нормальных и послеаварийных режимов работы электрических сетей 110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы, обосновывающие необходимость усиления электрических сетей и сооружения электросетевых объектов; на основе технико-экономического анализа даны рекомендации по развитию электрических сетей 110 кВ и выше.

1. Обоснование развития электрических
сетей 220 кВ и выше Удмуртской энергосистемы

Как показал анализ существующего состояния сети 220 - 500 кВ Удмуртской энергосистемы (том 1, книга 1, раздел 2.12) при максимально допустимом перетоке (МДП) в сечении 500 кВ "Урал - Запад" возможны режимы с недопустимой загрузкой элементов сети 220 кВ.
Для обоснования необходимости развития электрических сетей 220 кВ и выше Удмуртской энергосистемы были выполнены расчеты режимов с отключением одного элемента сети.
Нормальные и послеаварийные режимы работы сети 220 - 500 кВ Удмуртской энергосистемы без усиления сети на этапы 2013 и 2015 г. при МДП "Урал - Запад" приведены в таблицах 1.1, 1.2 и на рисунках 1.1 - 1.6.
Уровни максимально допустимых перетоков в сечении "Урал - Запад" и "Запад - Урал" приняты согласно разделу 3.6 книги 1 тома 1.
Анализ результатов расчета на этап 2013 г. показал возможность перегрузки следующих элементов сети при отключении одного элемента:
1. ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск в режиме отключения одной цепи ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск или ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская:
- провод на участке от Воткинской ГЭС до отпайки на ПС 220 Сива до 21% (в режиме паводка Iрасч. = 995 А; для сечения АС-400 Iдоп. = 825 А);
- линейная ошиновка ВЛ на Воткинской ГЭС до 5% (в режиме паводка Iрасч. = 995 А; для сечения АС-500 Iдоп. = 945 А);
- два ВЧЗ на Воткинской ГЭС до 6% (в режиме зимнего максимума нагрузки Iрасч. = 1056 А, Iдоп. = 1000 А).
2. ВЛ 220 кВ Звездная - Фаленки в режиме отключения ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка:
- два ТТ на ПС 220 кВ Фаленки до 15% (в режиме паводка Iрасч. = 688 А, Iдоп. = 600 А).
3. ВЛ 220 кВ Ижевск - Балезино в режиме отключения ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка:
- провод ВЛ до 38% (в режиме паводка Iрасч. = 1140 А; для сечения АС-400 Iдоп. = 825 А);
- линейная ошиновка на ПС 220 кВ Ижевск и Балезино до 38% (в режиме паводка Iрасч. = 1140 А; для сечения АС-400 Iдоп. = 825 А);
- два ВВ, ВЧЗ, ЛР, ТТ на ПС 220 кВ Ижевск и Балезино до 14% (в режиме паводка Iрасч. = 1140 А, Iдоп. = 1000 А).
4. ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург в режиме отключения ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская:
- провод ВЛ до 40% (в режиме паводка Iрасч. = 965 А, для сечения АС-300 Iдоп. = 690 А);
- линейная ошиновка на ПС 220 кВ Металлург до 40% (в режиме паводка Iрасч. = 965 А; для сечения АС-300 Iдоп. = 690 А);
- линейная ошиновка на ПС 220 кВ Каучук до 17% (в режиме паводка Iрасч. = 965 А; для сечения АС-400 Iдоп. = 825 А);
- ЛР на ПС 220 кВ Металлург до 61% (в режиме паводка Iрасч. = 965 А, Iдоп. = 600 А).
5. ВЛ 220 кВ Позимь - Металлург в режиме отключения ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская:
- провод ВЛ до 33% (в режиме паводка Iрасч. = 917 А, для сечения АС-300 Iдоп. = 690 А);
- линейная ошиновка на ПС 220 кВ Металлург до 33% (в режиме паводка Iрасч. = 917 А; для сечения АС-300 Iдоп. = 690 А);
- ЛР на ПС Металлург до 53% (в режиме паводка Iрасч. = 917 А, Iдоп. = 600 А).
6. АТГ 500/220 кВ на Воткинской ГЭС в режиме отключения ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская:
- общая обмотка до 13% (в режиме паводка Iрасч. = 922 А, Iдоп. = 817 А);
- последовательная обмотка до 30% (в режиме летнего минимума нагрузок Iрасч. = 577 А, Iдоп. = 455 А).
Анализ результатов расчета на этап 2015 г. показал возможность перегрузки следующих элементов сети при отключении одного элемента:
1. ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск в режиме отключения одной цепи ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск или ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская:
- провод ВЛ на участке от Воткинской ГЭС до отпайки на ПС 220 Сива до 16% (в режиме паводка Iрасч. = 959 А; для сечения АС-400 Iдоп. = 825 А);
- линейная ошиновка ВЛ на Воткинской ГЭС до 2% (в режиме паводка Iрасч. = 959 А; для сечения АС-500 Iдоп. = 945).
2. ВЛ 220 кВ Звездная - Фаленки в режиме отключения ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка:
- провод ВЛ до 6% (в режиме паводка Iрасч. = 733 А; для сечения АС-300 Iдоп. = 690 А);
- два ТТ на ПС 220 кВ Фаленки до 22% (в режиме паводка Iрасч. = 733 А, Iдоп. = 600 А).
3. ВЛ 220 кВ Ижевск - Балезино в режиме отключения ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка:
- провод ВЛ до 46% (в режиме паводка Iрасч. = 1202 А; для сечения АС-400 Iдоп. = 825 А);
- линейная ошиновка на ПС 220 кВ Ижевск и Балезино до 46% (в режиме паводка Iрасч. = 1202 А; для сечения АС-400 Iдоп. = 825 А);
- два ВВ, ВЧЗ, ЛР, ТТ на ПС 220 кВ Ижевск и Балезино до 20% (в режиме паводка Iрасч. = 1202 А, Iдоп. = 1000 А).
4. ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург в режиме отключения ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская:
- провод ВЛ до 37% (в режиме паводка Iрасч. = 948 А, для сечения АС-300 Iдоп. = 690 А);
- линейная ошиновка на ПС 220 кВ Металлург до 37% (в режиме паводка Iрасч. = 948 А; для сечения АС-300 Iдоп. = 690 А);
- линейная ошиновка на ПС 220 кВ Каучук до 15% (в режиме паводка Iрасч. = 948 А; для сечения АС-400 Iдоп. = 825 А);
- ЛР на ПС 220 кВ Металлург до 58% (в режиме паводка Iрасч. = 948 А, Iдоп. = 600 А).
5. ВЛ 220 кВ Позимь - Металлург в режиме отключения ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская:
- провод ВЛ до 58% (в режиме паводка Iрасч. = 1088 А, для сечения АС-300 Iдоп. = 690 А);
- линейная ошиновка на ПС 220 кВ Металлург и Позимь до 58% (в режиме паводка Iрасч. = 1088 А; для сечения АС-300 Iдоп. = 690 А, для сечения АС-400 Iдоп. = 825 А);
- ВВ, ВЧЗ, ЛР на ПС 220 кВ Позимь до 9% (в режиме паводка Iрасч. = 1088 А в паводок, Iдоп. = 1000 А);
- ВВ, ВЧЗ, ТТ на ПС 220 кВ Металлург до 9% (в режиме паводка Iрасч. = 1088 А в паводок, Iдоп. = 1000 А);
- ЛР на ПС 220 кВ Металлург до 81% (в режиме паводка Iрасч. = 1088 А в паводок, Iдоп. = 600 А).
6. АТГ 500/220 кВ на Воткинской ГЭС в режиме отключения ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская:
- общая обмотка до 12% (в режиме паводка Iрасч. = 915 А, Iдоп. = 817 А);
- последовательная обмотка до 52% (в режиме летнего минимума нагрузок Iрасч. = 675 А, Iдоп. = 455 А).
Вышеуказанные перегрузки противоречат требованиям Методических рекомендаций по проектированию развития электрических сетей (СО 153-34.20.118-2003):
- схемы присоединения электростанций и подстанций к основной сети должны обеспечивать надежность питания энергоузлов и транзит мощности с учетом критерия N-1 (п. 5.4);
- необходимая пропускная способность в сечениях основной электрической сети ОЭС определяется таким образом, чтобы обеспечивать покрытие максимума нагрузки после аварийного отключения любого ее элемента в нормальной схеме сети (п. 5.18).
Для ликвидации перегрузок рассмотрены следующие варианты усиления сети 220 - 500 кВ:

1. Строительство новой линии электропередачи 500 кВ (таблица 1.3):
а) ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Удмуртская протяженностью около 100 км;
б) ВЛ 500 кВ Буйская - Удмуртская протяженностью около 150 км.
2. Установка фазоповоротного трансформатора (ФПТ) (таблица 1.4):
а) на стороне 220 кВ АТГ 500/220 кВ Воткинская ГЭС;
б) на стороне 220 кВ АТГ 500/220 кВ ПС 500 кВ Удмуртская;
в) на транзите 220 кВ Ижевск - Вятка. Наиболее подходящим местом установки ФПТ является ВЛ 220 кВ Фаленки - Звездная, так как между ПС 220 кВ Фаленки и Звездная отсутствует шунтирующая связь по сети 110 кВ.
Для рассматриваемых вариантов выполнены расчеты нормальных и послеаварийных режимов работы сети 220 - 500 кВ Удмуртской энергосистемы на этап 2015 г. в зимний максимум нагрузки и паводковый период как наиболее показательные (таблицы 1.3 - 1.4).
Анализ расчетов показал:
1. Строительство ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Удмуртская или ВЛ 500 кВ Буйская - Удмуртская позволяет решить проблему перегрузки транзита 220 кВ Воткинская ГЭС - Удмуртская в послеаварийных режимах, однако проблема транзита 220 кВ Удмуртская - Ижевск - Вятка не решается (перегрузка ВЛ 220 кВ Ижевск - Балезино достигает 36%).
Также необходимо отметить, что ввод ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Удмуртская позволит увеличить МДП в сечении "Урал - Запад" на большую величину относительно варианта строительства ВЛ 500 кВ Буйская - Удмуртская. Однако согласно ответу ОАО "РусГидро" (приложение Б, книга 2, том 1) подключение новой ВЛ 500 кВ в КРУЭ 500 кВ Воткинской ГЭС невозможно.
2. Установка ФПТ на стороне 220 кВ АТГ 500/220 кВ Воткинской ГЭС (вариант 2а) значительно снижает загрузку транзитов 220 кВ Воткинская ГЭС - Удмуртская и Удмуртская - Ижевск - Вятка, но имеет следующие недостатки:
- отсутствует возможность независимого регулирования потоков мощности на транзитах 220 кВ Воткинская ГЭС - Удмуртская и Ижевск - Вятка. Так, изменение угла ФПТ для снижения загрузки транзита 220 кВ Ижевск - Вятка в режиме отключения ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка приводит к излишней разгрузке транзита 220 кВ Воткинская ГЭС - Удмуртская и перегрузке ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская, что снижает МДП в сечении "Урал - Запад";
- сохраняется возможность перегрузки ВЛ 220 кВ Ижевск - Балезино в режиме отключения ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка до 10%.
3. Установка ФПТ на стороне 220 кВ АТГ 500/220 кВ ПС 500 кВ Удмуртская (вариант 2б) позволяет снизить загрузку транзита 220 кВ Воткинская ГЭС - Удмуртская, но при этом загрузка транзитов 220 кВ Удмуртская - Ижевск - Вятка и Удмуртская - Кутлу - Букаш увеличивается. Исключить перегрузки ВЛ 220 кВ при этом не удается.
4. Установка ФПТ на транзите 220 кВ Ижевск - Вятка позволяет снять перегрузку транзита 220 кВ Удмуртская - Ижевск - Вятка в режиме отключения ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, но при этом возможно недопустимое снижение напряжения на шинах 110 - 220 кВ подстанций транзита и увеличение загрузки транзита 220 кВ Воткинская ГЭС - Удмуртская.
При разработке схемы и программы развития ЕЭС России на 2013 - 2019 гг. рекомендуется дополнительно выполнить обоснование необходимости усиления сети 220 кВ и выше Удмуртской энергосистемы, в том числе с рассмотрением комбинированного варианта усиления сети путем установки ФПТ на транзите 220 кВ Удмуртская - Ижевск - Вятка и строительства ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Удмуртская или ВЛ 500 кВ Буйская - Удмуртская.
Учитывая реверсивный характер перетока мощности в рассматриваемом сечении, целесообразно применить ФПТ с тиристорным управлением.
Расчеты нормальных и послеаварийных режимов работы сети 220 - 500 кВ Удмуртской энергосистемы для данного варианта усиления сети на этап 2015 г. в зимний максимум нагрузки и паводковый период приведены в таблице 1.5 и на рисунках 1.7 - 1.18.
Как показали расчеты, усиление сети путем установки ФПТ на транзите 220 кВ Ижевск - Вятка и строительства ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Удмуртская или ВЛ 500 кВ Буйская - Удмуртская полностью решает проблему недопустимой загрузки сети 220 кВ Удмуртской энергосистемы.
Для представленного варианта усиления сети 220 кВ и выше необходимо выполнить дополнительное обоснование, в составе работы по разработке схемы и программы развития ЕЭС России на 2013 - 2019 гг. В рамках данной работы предложенное усиление не учитывалось. Для снятия недопустимой загрузки электросетевого оборудования рекомендуется:
1. На этапе 2013 - 2014 гг. замена следующего оборудования:
- два ТТ на ПС Фаленки (ячейка ВЛ 220 кВ Звездная - Фаленки);
- ЛР, линейная ошиновка на ПС Металлург (ячейка ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург);
- ЛР линейная ошиновка на ПС Металлург (ячейка ВЛ 220 кВ Позимь - Металлург).
Замена первичного оборудования на подстанции Металлург предусмотрена в инвестиционной программе ЗАО "Электросети".
Ликвидация недопустимой загрузки остальных элементов рекомендуется действием устройств ПА, устанавливаемых по проектам ВЛ 500 кВ Помары - Удмуртская и ПС 500 кВ Елабуга.
2. На этапе 2015 года замена провода:
- на двух цепях ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск (участок длиной 3,7 км) сечением АСУ-400 на провод АС-500 (со стороны Воткинской ГЭС);
- на ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург (участок длиной 1,1 км) сечением АС 300/204 на провод АС-400. Поскольку ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург и ВЛ 220 кВ Каучук - Кама подвешены на двухцепных опорах, рекомендуется вместе с заменой участка провода АС-300 на ВЛ 220 кВ Каучук - Металлург выполнить замену аналогичного провода ВЛ 220 кВ Каучук - Кама;
- на ВЛ 220 кВ Позимь - Металлург участок длиной 0,2 км сечением АСО 300 на провод АС-400 (со стороны ПС Позимь). Так как ВЛ 220 кВ Позимь - Металлург и ВЛ 220 кВ Позимь - Кама на подходе к ПС Позимь также подвешены на двухцепных опорах, рекомендуется выполнить замену провода АС-300 на провод АС-400 и на ВЛ 220 кВ Позимь - Кама.
Для снятия недопустимой загрузки ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск рассмотрен альтернативный вариант сооружения двух цепей ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Сива. Как показали расчеты, в режиме отключения ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка (рисунок 1.19) перегрузка ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск сохраняется (Iрасч. = 934 А; для сечения АС-400 Iдоп. = 825 А). Таким образом, в настоящей работе далее рассматривается замена провода на ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск сечением АСУ-400 на провод АС-500.
Ликвидацию сохранившихся перегрузок рекомендуется выполнять действием устройств ПА.

Рисунок 1.1. Нормальный режим работы электрических
сетей 110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы в зимний
максимум нагрузки 2015 г. МДП в сечении
"Урал - Запад" 3800 МВт

Рисунок не приводится.

Рисунок 1.2. Зимний максимум нагрузки 2015 г.
Отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка.
МДП в сечении "Урал - Запад" 3250 МВт

Рисунок не приводится.

Рисунок 1.3. Зимний максимум нагрузки 2015 г.
Отключение ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская.
МДП в сечении "Урал - Запад" 2700 МВт

Рисунок не приводится.

Рисунок 1.4. Нормальный режим работы электрических
сетей 110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы
в паводок 2015 г. МДП в сечении "Урал - Запад" 4050 МВт

Рисунок не приводится.

Рисунок 1.5. Паводок 2015 г. Отключение ВЛ 500 кВ
Воткинская ГЭС - Вятка. МДП в сечении
"Урал - Запад" 3650 МВт

Рисунок не приводится.

Рисунок 1.6. Паводок 2015 г. Отключение ВЛ 500 кВ
Кармановская ГРЭС - Удмуртская. МДП в сечении
"Урал - Запад" 3050 МВт

Рисунок не приводится.

Рисунок 1.7. Нормальный режим работы электрических сетей
110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы в зимний максимум
нагрузки 2015 г. с учетом ввода ВЛ 500 кВ
Воткинская ГЭС - Удмуртская и установкой ФПТ
на транзите 220 кВ Ижевск - Вятка (угол поворота 0).
МДП в сечении "Урал - Запад" 4200 МВт

Рисунок не приводится.

Рисунок 1.8. Зимний максимум нагрузки 2015 г. с учетом
ввода ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Удмуртская и установкой ФПТ
на транзите 220 кВ Ижевск - Вятка (угол поворота - 11 град.).
Отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка.
МДП в сечении "Урал - Запад" 3650 МВт

Рисунок не приводится.

Рисунок 1.9. Зимний максимум нагрузки 2015 г. с учетом
ввода ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Удмуртская и установкой
ФПТ на транзите 220 кВ Ижевск - Вятка (угол поворота - 0 град).
Отключение ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская.
МДП в сечении "Урал - Запад" 3650 МВт

Рисунок не приводится.

Рисунок 1.10. Нормальный режим работы электрических сетей
110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы в паводок 2015 г.
с учетом ввода ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Удмуртская
и установкой ФПТ на транзите 220 кВ Ижевск - Вятка
(угол поворота - 0 град.). МДП в сечении "Урал - Запад" 4400 МВт

Рисунок не приводится.

Рисунок 1.11. Паводок 2015 г. с учетом ввода ВЛ 500 кВ
Воткинская ГЭС - Удмуртская и установкой ФПТ на транзите
220 кВ Ижевск - Вятка (угол поворота - 0 град.). Отключение
ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка. МДП в сечении
"Урал - Запад" 3650 МВт

Рисунок не приводится.

Рисунок 1.12. Паводок 2015 г. с учетом ввода ВЛ 500 кВ
Воткинская ГЭС - Удмуртская и установкой ФПТ на транзите
220 кВ Ижевск - Вятка (угол поворота - 0 град.). Отключение
ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская.
МДП в сечении "Урал - Запад" 3650 МВт

Рисунок не приводится.

Рисунок 1.13. Нормальный режим работы электрических сетей
110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы в зимний максимум
нагрузки 2015 г. с учетом ввода ВЛ 500 кВ
Буйская - Удмуртская и установкой ФПТ на транзите 220 кВ
Ижевск - Вятка (угол поворота - 0 град.).
МДП в сечении "Урал - Запад" 4200 МВт

Рисунок не приводится.

Рисунок 1.14. Зимний максимум нагрузки 2015 г. с учетом
ввода ВЛ 500 кВ Буйская - Удмуртская и установкой ФПТ
на транзите 220 кВ Ижевск - Вятка (угол поворота - 17 град.).
Отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка.
МДП в сечении "Урал - Запад" 3650 МВт

Рисунок не приводится.

Рисунок 1.15. Зимний максимум нагрузки 2015 г. с учетом
ввода ВЛ 500 кВ Буйская - Удмуртская и установкой ФПТ
на транзите 220 кВ Ижевск - Вятка (угол поворота - 0 град.).
Отключение ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская.
МДП в сечении "Урал - Запад" 3650 МВт

Рисунок не приводится.

Рисунок 1.16. Нормальный режим работы электрических сетей
110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы в паводок 2015 г.
с учетом ввода ВЛ 500 кВ Буйская - Удмуртская и установкой
ФПТ на транзите 220 кВ Ижевск - Вятка (угол поворота - 0 град.).
МДП в сечении "Урал - Запад" 4200 МВт

Рисунок не приводится.

Рисунок 1.17. Паводок 2015 г. с учетом ввода ВЛ 500 кВ
Буйская - Удмуртская и установкой ФПТ на транзите 220 кВ
Ижевск - Вятка (угол поворота - 37 град.). Отключение ВЛ 500 кВ
Воткинская ГЭС - Вятка. МДП в сечении
"Урал - Запад" 3650 МВт

Рисунок не приводится.

Рисунок 1.18. Паводок 2015 г. с учетом ввода ВЛ 500 кВ
Буйская - Удмуртская и установкой ФПТ на транзите 220 кВ
Ижевск - Вятка (угол поворота - 0 град.). Отключение ВЛ 500 кВ
Кармановская ГРЭС - Удмуртская. МДП в сечении
"Урал - Запад" 3650 МВт

Рисунок не приводится.

Рисунок 1.19. Паводок 2015 г. с учетом сооружения двух
цепей ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Сива. Отключение ВЛ 500 кВ
Воткинская ГЭС - Вятка. МДП в сечении
"Урал - Запад" 3650 МВт

2. Обоснование развития электрических сетей
110 кВ Сарапульского энергоузла

Как было описано в разделе 2.12 книги 1 тома 1 настоящей работы, в отчетных годах наблюдается высокая загрузка ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое: в нормальной схеме в зимний максимум 2011 и 2012 гг. загрузка каждой цепи составляла 283 А (49% от длительно допустимого тока). При отключении одной цепи загрузка оставшейся в работе составит 595 А (103%), при этом уровень напряжения на ПС 110 кВ, питаемых от РП Мостовое, составляет 105 - 106 кВ.
Для подтверждения высокой загрузки ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое были выполнены расчеты режимов работы электрической сети 110 кВ на этап 2013 и 2015 гг. без усиления сети для МДП в сечении "Урал - Запад".
В нормальном режиме работы в зимний максимум 2013 г. загрузка каждой цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое составляет 310 А (53%), при отключении одной цепи загрузка оставшейся в работе - 656 А (113%). Напряжение на шинах ПС 110 кВ Потаповская составляет 101 кВ. Замыкание транзитов ВЛ 110 кВ Кама - Пурга не обеспечивает допустимую загрузку одной цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое при отключении второй - 613 А (106%) (рисунки 2.1 - 2.3).
В нормальном режиме работы в зимний максимум 2015 г. загрузка каждой цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое составляет 345 А (59%), при отключении одной цепи загрузка оставшейся в работе - 735 А (127%). Напряжение на шинах ПС 110 кВ Потаповская составляет 98 кВ. Замыкание транзитов ВЛ 110 кВ Кама - Пурга не обеспечивает допустимую загрузку одной цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое при отключении второй - 674 А (116%) (рисунки 2.4 - 2.6).
Таким образом, выполненные расчеты режимов на этапы 2013, 2015 гг. показали недопустимые перегрузки ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое, что свидетельствует о необходимости усиления электрической сети 110 кВ.
Рассмотрены следующие варианты усиления электрической сети 110 кВ (рисунок 2.7):
1) сооружение в 2015 г. двухцепной ВЛ 110 кВ Камбарка - Потаповская (протяженностью около 25 км проводом сечением АС 150) с кабельным переходом по вновь сооружаемому мосту через р. Кама и расширением РУ 110 кВ ПС Каракулино до схемы "две рабочие системы шин"; секционирование транзита 110 кВ Воткинская ГЭС - Кармановская ГРЭС предлагается перенести на выключатели Закамская 1, 2 на ПС 110 кВ Камбарка;
2) сооружение в 2015 г. двухцепной ВЛ 110 кВ Сарапул - РП Мостовое (протяженностью около 25 км);
2а) сооружение в 2015 г. двухцепной ВЛ 110 кВ Сарапул - Каракулино с расширением РУ 110 кВ ПС Каракулино до схемы "две рабочие системы шин".

Рисунок 2.1. Нормальный режим работы
в зимний максимум 2013 г.

Рисунок не приводится.

Рисунок 2.2. Зимний максимум 2013 г.
Отключение одной цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое

Рисунок не приводится.

Рисунок 2.3. Зимний максимум 2013 г. Отключение одной
цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое. Замыкание транзитов
ВЛ 110 кВ Кама - Пурга

Рисунок не приводится.

Рисунок 2.4. Нормальный режим работы
в зимний максимум 2015 г.

Рисунок не приводится.

Рисунок 2.5. Зимний максимум 2015 г.
Отключение одной цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое

Рисунок не приводится.

Рисунок 2.6. Зимний максимум 2015 г. Отключение одной цепи
ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое. Замыкание транзитов
ВЛ 110 кВ Кама - Пурга

Рисунок не приводится.

Рисунок 2.7. Варианты усиления электрической сети 110 кВ
Сарапульского энергоузла

Рисунок не приводится.

Расчеты режимов на этап 2015 г. по вариантам усиления сети 110 кВ района Кама - РП Мостовое приведены на рисунках 2.8 - 2.17.
Расчеты электрических режимов по варианту 1 показали, что уровни напряжения и загрузка всех элементов электрической сети находятся в допустимых пределах.
В нормальном режиме работы в зимний максимум 2015 г. в варианте 1 загрузка каждой цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое составляет 193 А (33%), при отключении одной цепи загрузка оставшейся в работе - 353 А (61%). Напряжение на шинах ПС 110 кВ Потаповская составляет 111 кВ. Загрузка каждой цепи ВЛ 110 кВ Камбарка - Каракулино составляет 139 А (21%), при отключении одной цепи загрузка оставшейся в работе - 249 А (38%) (рисунки 2.8 - 2.10).
При сооружении ВЛ 110 кВ Камбарка - Каракулино соединяются Сарапульский и Закамский энергоузлы, имеющие разные источники питания по сети 220 кВ. Так, в район ПС 110 кВ РП Мостовое питание поступает от Воткинской ГЭС (Пермская энергосистема). В нормальном режиме зимнего максимума 2015 г. загрузка ВЛ 110 кВ ВГЭС - Дубовая составляет 230 А (35%) и ВЛ 110 кВ ВГЭС - Березовая - 177 А (27%). При отключении ВЛ 110 кВ ВГЭС - Березовая загрузка ВЛ 110 кВ ВГЭС - Дубовая составит 330 А (50%) (рисунок 2.10а).
Результаты расчетов режимов работы сети 110 кВ по варианту 2 показали недостаточность предложенных мероприятий по усилению района ПС 110 кВ РП Мостовое. Сооружение ВЛ 110 кВ Сарапул - РП Мостовое решает лишь проблему перегрузки ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое (в нормальном режиме загрузка каждой цепи составляет 173 А, или 30%, а в режиме отключения одной цепи загрузка второй - 242 А, или 42%) (рисунки 2.11 - 2.12). Однако на уровень напряжений подстанций 110 кВ, присоединенных к ПС 110 кВ РП Мостовое, не оказывают положительного влияния в послеаварийных режимах отключения одного элемента (в режиме отключения одной цепи ВЛ 110 кВ РП Мостовое - Потаповская напряжение на шинах 110 кВ Потаповская составляет 101 кВ, рисунок 2.13). Кроме того, также остается несоблюдение требования "Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем" по присоединению к двухцепной тупиковой ВЛ 110 кВ до двух подстанций.
С учетом изложенного вариант 2 был исключен из рассмотрения и был предложен подвариант 2а с сооружением ВЛ 110 кВ Сарапул - Каракулино и расширением ПС 110 кВ Каракулино до схемы "две рабочие системы шин".
Расчеты электрических режимов по варианту 2а показали, что уровни напряжения и загрузка всех элементов электрической сети находятся в допустимых пределах.
В нормальном режиме работы в зимний максимум 2015 г. в варианте 2а загрузка каждой цепи ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое составляет 210 А (36%), при отключении одной цепи загрузка оставшейся в работе - 355 А (61%). Напряжение на шинах ПС 110 кВ Потаповская достигает 107 - 109 кВ в послеаварийных режимах (рисунки 2.14 - 2.17).
Анализ выполненных результатов расчетов по вариантам 1 и 2а показал, что при сооружении ВЛ 110 кВ Камбарка - Потаповская напряжения на шинах 110 кВ подстанций объектов нефтедобычи (Потаповская, Порозово) выше, чем при сооружении ВЛ 110 кВ Сарапул - Каракулино.
В варианте 1 сооружается связь 110 кВ между двумя энергоузлами (Сарапульским и Закамским), что повысит надежность электроснабжения потребителей указанных энергоузлов, питающихся по протяженным тупиковым ВЛ 110 кВ.
Для выбора варианта усиления сети 110 кВ Сарапульского энергоузла было выполнено технико-экономическое сравнение вариантов.

Рисунок 2.8. Нормальный режим работы в зимний максимум
2015 г. с учетом усиления сети 110 кВ по варианту 1

Рисунок не приводится.

Рисунок 2.9. Зимний максимум 2015 г. с учетом усиления
сети 110 кВ по варианту 1. Отключение одной цепи
ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое

Рисунок не приводится.

Рисунок 2.10. Зимний максимум 2015 г. с учетом усиления
сети 110 кВ по варианту 1. Отключение одной цепи
ВЛ 110 кВ Камбарка - Каракулино

Рисунок не приводится.

Рисунок 2.10а. Зимний максимум 2015 г. с учетом усиления
сети 110 кВ по варианту 1. Отключение ВЛ 110 кВ
Воткинская ГЭС - Березовка

Рисунок не приводится.

Рисунок 2.11. Нормальный режим работы в зимний максимум
2015 г. с учетом усиления сети 110 кВ по варианту 2

Рисунок не приводится.

Рисунок 2.12. Зимний максимум 2015 г. с учетом усиления
сети 110 кВ по варианту 2. Отключение одной цепи
ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое

Рисунок не приводится.

Рисунок 2.13. Зимний максимум 2015 г. с учетом усиления
сети 110 кВ по варианту 2. Отключение одной цепи ВЛ 110 кВ
РП Мостовое - Потаповская

Рисунок не приводится.

Рисунок 2.14. Нормальный режим работы в зимний максимум
2015 г. с учетом усиления сети 110 кВ по варианту 2а

Рисунок не приводится.

Рисунок 2.15. Зимний максимум 2015 г. с учетом усиления
сети 110 кВ по варианту 2а. Отключение одной цепи
ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое

Рисунок не приводится.

Рисунок 2.16. Зимний максимум 2015 г. с учетом усиления
сети 110 кВ по варианту 2а. Отключение одной цепи ВЛ
110 кВ РП Мостовое - Каракулино

Рисунок не приводится.

Рисунок 2.17. Зимний максимум 2015 г. с учетом усиления
сети 110 кВ по варианту 2а. Отключение одной цепи
ВЛ 110 кВ Каракулино - Потаповская

Рисунок не приводится.

Технико-экономическое сравнение вариантов усиления Сарапульского энергоузла
В соответствии с "Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов" (Москва, Экономика, 2000) основным показателем, характеризующим абсолютную и сравнительную эффективность инвестиционного проекта, является значение ожидаемого чистого дисконтированного дохода (ЧДД). При наличии нескольких альтернативных проектов наиболее эффективным из них считается тот, реализация которого приводит к получению максимального значения ожидаемого ЧДД. Для проектов, обеспечивающих равный энергетический результат потребителям, максимальный ЧДД будет отвечать тому проекту, который требует меньших суммарных дисконтированных затрат.
Рассматриваемые варианты обеспечивают нормативный уровень надежности схемы, но различаются физическими объемами строительства объектов и стоимостными показателями.
При расчете суммарных затрат за расчетный период учтены капитальные вложения в строительство (в ценах 1 квартала 2013 г.) и эксплуатационные расходы по текущему обслуживанию сооружаемых объектов электрических сетей (линий электропередачи и подстанций).
Капиталовложения в строительство электросетевых объектов определялись по "Укрупненным стоимостным показателям линий электропередачи и подстанций напряжением 35 - 1150 кВ" (324 тм-т 1, Москва, 2012 г.) и приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1. Ориентировочные капиталовложения по вариантам
усиления Сарапульского энергоузла

Наименование
Длина, км
Ячейки выключателей, шт.
Капиталовложения, тыс. руб.
Коэфф. учета неучтенных затрат
Капиталовложения, млн. руб./ % (в тек. ценах 1 кв. 2013 г.)
Вариант 1
ВЛ 110 кВ Камбарка - Потаповская, провод АС 150
2 x 24
1495
1,20
258,5
Кабельный переход, ПвПу-400 по мосту, 7 фаз
2 x 1
27417
1,20
197,5
Расширение ПС 110 кВ Камбарка на 2 ячейки 110 кВ
2
6580
1,22
96,2
Расширение ПС 110 кВ Каракулино до схемы "Две рабочие системы шин"
5
6580
1,22
240,4
Шл. заход одной цепи ВЛ 110 кВ РП Мостовое - Потаповская на ПС 110 кВ Каракулино, АС-150
2 x 0,2
1495
1,20
2,2
ИТОГО
794,7/100
Вариант 2а
ВЛ 110 кВ Сарапул - Каракулино, провод АС-150
2 x 55
1495
1,20
592,4
Расширение ПС 110 кВ Сарапул на 2 ячейки 110 кВ
2
6580
1,22
96,2
Расширение ПС 110 кВ Каракулино до схемы "Две рабочие системы шин"
7
6580
1,22
336,5
Шл. заход одной цепи ВЛ 110 кВ РП Мостовое - Потаповская на ПС 110 кВ Каракулино, АС-150
2 x 0,2
1495
1,20
2,2
ИТОГО
1027,2/129

Ежегодные расходы на текущее эксплуатационное обслуживание вновь сооружаемых объектов определены по укрупненным нормативам отчислений в процентах от их стоимости:
- силовое электрооборудование и распределительные устройства напряжением ниже 150 кВ - 5,9%;
- воздушные линии электропередачи - 0,8%;
- кабельные линии электропередачи - 2,5%.
При определении суммарных дисконтированных затрат по вариантам, в соответствии с действующими Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов, амортизационные отчисления не учитывались.
Дисконтирование стоимостных показателей выполнено при ставке сравнения 12%.
Выбор рекомендуемого варианта выполнен на основе определения по рассматриваемым вариантам суммарных дисконтированных затрат за расчетный период 20 лет, включающий в себя годы строительства и нормальной эксплуатации объектов.
Результаты технико-экономического сравнения вариантов приведены в таблице 2.2, подробные расчеты в таблицах 2.3, 2.4.

Таблица 2.2. Результаты технико-экономического сравнения
вариантов усиления сети 110 кВ Сарапульского энергоузла

Наименование показателей
Варианты
1
2а
Всего капиталовложений по схеме, млн. руб.
795
1027
То же в %
100
129
в том числе:
ВЛ 110 кВ
261
595
ПС 110 кВ
337
433
КЛ 110 кВ
198
0
Расходы по эксплуатации и обслуживанию объектов (без амортизации) за расчетный период, всего, млн. руб.
495
557
в том числе:
ВЛ 110 кВ
38
88
ПС 110 кВ
365
470
КЛ 110 кВ
91
0
Суммарные дисконтированные затраты по варианту (ставка дисконта 12%), млн. руб.
848
1065
То же в %
100
126

По результатам технико-экономического сравнения вариант 1 требует меньших дисконтированных затрат и является экономически целесообразным. Преимуществом варианта 1 также является соединение Сарапульского и Закамского энергоузлов, имеющих разные источники питания по сети 220 кВ.
Таким образом, к реализации рекомендуется вариант 1, предусматривающий сооружение ВКЛ 110 кВ Камбарка - Потаповская с расширением ПС 110 кВ Каракулино на этапе 2015 г.

Характеристика трассы ВКЛ 110 кВ
От ПС 110 кВ Камбарка ВЛ 110 кВ прокладывается на двухцепных опорах в западном направлении и подходит к намечаемому к вводу в 2015 г. автомобильному мостовому переходу через р. Каму. При этом затрагиваются участки ценных лесных земель. Протяженность участка около 5 км.
Переход через р. Каму осуществляется в кабельном исполнении с укладкой КЛ 110 кВ в специально предусмотренные лотки автодорожного мостового перехода. Протяженность КЛ около 1 км.
Далее ВЛ 110 кВ прокладывается в южном направлении (19 км) обходит населенные пункты Сухарево и Потаповская с восточной стороны, врезается в существующую ВЛ 110 кВ Каракулино - Потаповская. В районе ПС 110 кВ Каракулино выполняется переключение цепей со строительством захода 0,2 км.
План-схема и схема соединений электрических сетей 110 кВ и выше Сарапульского энергоузла на период до 2018 г. с перспективой до 2023 г. представлена в книге 1 тома 1 на чертежах Д0128-ППД-ЭСС л. 2 и Д0128-ППД-ЭСС л. 5 соответственно.

Таблица 2.3. Расчет дисконтированных затрат по варианту 1 усиления сети 110 кВ Сарапульского энергоузла

(в текущих ценах 1 кв. 2013)
Наименование
Годы строительства и эксплуатации
Всего за расчетный период
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Всего капиталовложений по схеме, млн. руб.
794,7
0,0
317,9
476,8
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
в том числе:


ВЛ 110 кВ
260,7

104,3
156,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ПС 110 кВ
336,5

134,6
201,9
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
КЛ 110 кВ
197,5

79,0
118,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Нормы ежегодных отчислений на ремонты и техническое обслуживание (без амортизации), %:









ВЛ 110 кВ
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
ПС 110 кВ
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
КЛ 110 кВ
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
Годовые расходы по эксплуатации и обслуживанию объектов (без амортизации), всего, млн. руб.
494,5
0,0
10,8
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
в том числе:









ВЛ 110 кВ
38,4

0,83
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,- 09
2,09
ПС 110 кВ
365,3

7,94
19,85
19,85
19,85
19,85
19,85
19,85
19,85
19,85
19,85
19,85
19,85
19,85
19, 85
19, 85
19, 85
19, 85
19,85
19, 85
КЛ 110 кВ
90,9

1,98
4,94
4,94
4,94
4,94
4,94
4,94
4,94
4,94
4,94
4,94
4,94
4,94
4,94
4,94
4,94
4,94
4,- 94
4,94
Суммарные недисконтированные затраты по варианту, млн. руб.
1289,2
0,0
328,6
503,7
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
26,9
Коэффициент дисконтирования при ставке сравнения 12%

1
0,893
0,797
0,712
0,636
0,567
0,507
0,452
0,404
0,361
0,322
0,287
0,257
0,229
0,205
0,183
0,163
0,146
0,130
0,116
Суммарные дисконтированные затраты по варианту, млн. руб.
847,5
0,0
293,4
401,5
19,1
17,1
15,3
13,6
12,2
10,9
9,7
8,7
7,7
6,9
6,2
5,5
4,9
4,4
3,9
3,5
3,1

Таблица 2.4. Расчет дисконтированных затрат по варианту 2а усиления сети 110 кВ Сарапульского энергоузла

(в текущих ценах 1 кв. 2013)
Наименование
Годы строительства и эксплуатации
Всего за расчетный период
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Всего капиталовложений по схеме, млн. руб.
1027,3
0,0
410,9
616,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
в том числе:


ВЛ 110 кВ
594,6

237,8
356,8
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ПС 110 кВ
432,7

173,1
259,6
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
КЛ 110 кВ
0,0

0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Нормы ежегодных отчислений на ремонты и техническое обслуживание (без амортизации), %:









ВЛ 110 кВ
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
ПС 110 кВ
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
КЛ 110 кВ
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
Годовые расходы по эксплуатации и обслуживанию объектов (без амортизации), всего, млн. руб.
557,3
0,0
12,1
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
в том числе:









ВЛ 110 кВ
87,5

1,90
4,76
4,76
4,76
4,76
4,76
4,76
4,76
4,76
4,76
4,76
4,76
4,76
4,76
4,76
4,76
4,76
4,76
4,76
ПС 110 кВ
469,7

10,21
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
КЛ 110 кВ
0,0

0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
Суммарные недисконтированные затраты по варианту, млн. руб.
1584,6
0,0
423,0
646,7
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
30,3
Коэффициент дисконтирования при ставке сравнения 12%

1
0,893
0,797
0,712
0,636
0,567
0,507
0,452
0,404
0,361
0,322
0,287
0,257
0,229
0,205
0,183
0,163
0,146
0,130
0,116
Суммарные дисконтированные затраты по варианту, млн. руб.
1065,1
0,0
377,7
515,5
21,6
19,2
17,2
15,3
13,7
12,2
10,9
9,8
8,7
7,8
6,9
6,2
5,5
4,9
4,4
3,9
3,5

3. Обоснование развития электрических сетей
110 кВ и выше Воткинского энергоузла

Обоснование необходимости усиления сети в районе Комсомольская - Сива
По данным контрольного замера от 21 декабря 2011 г. нагрузка Воткинского энергоузла составила 198 МВт, в том числе нагрузка, питаемая по транзиту 110 кВ Комсомольская - Сива, - 110 МВт, по данным контрольного замера от 21 декабря 2012 г. - 216 МВт и по транзиту - 115 МВт. В период до 2015 г. ожидается увеличение нагрузки Воткинского энергоузла до 230 МВт, в том числе по транзиту - 132 МВт; в 2018 г. - 238 МВт, по транзиту - 140 МВт.
Как было показано в анализе существующего состояния (книга 1, том 1), в Воткинском энергоузле в настоящее время имеют место недопустимые перегрузки одного АТ 220/110 кВ ПС Сива при отключении другого (в 2011 г. до 133 МВ.А, или 106%) и одной цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая при отключении другой (в 2011 г. до 622 А, или 107%).
Кроме того, ситуация усугубляется тем, что к транзиту 110 кВ Сива - Комсомольская подключены 15 подстанций 110 кВ при нормальном секционировании - отключена ВЛ 110 кВ Комсомольская - Кыква со стороны подстанции Комсомольская.
Для обоснования необходимости усиления сетей Воткинского энергоузла были выполнены расчеты режимов работы электрических сетей 110 кВ на этапы 2013, 2015 и 2018 гг.
Выполненные расчеты режимов работы электрических сетей 110 кВ и выше в зимний максимум 2013 г. (рисунки 3.1 - 3.3) подтвердили высокую загрузку следующих элементов электрических сетей Воткинского энергоузла (при сохранении существующего секционирования сети на ПС Комсомольская):
- загрузка каждой цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая в нормальном режиме составила 321 А (55% от длительно допустимого тока). В режиме отключения одной цепи загрузка второй составляет 704 А (121%), напряжение на шинах 110 кВ отдаленных подстанций Якшур-Бодья, Николаевская, Лынга составляет 93 кВ, что недопустимо;
- загрузка одного АТ 220/110 кВ ПС Сива в нормальном режиме составила 204 А (65% от номинального тока) при выдаче всей располагаемой мощности Воткинской ГЭС (1020 МВт). В режиме отключения одной цепи ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск с отпайкой на ПС 220 кВ Сива, загрузка оставшегося в работе АТ 220/110 кВ ПС Сива составила 301 А (96%), напряжения на шинах 110 кВ отдаленных подстанций Якшур-Бодья, Николаевская, Лынга составляет 98 кВ.
Следует отметить, что загрузка АТ 220/110 кВ ПС Сива зависит от величины генерации Воткинской ГЭС, которая является частотоведущей станцией и ее мощность значительно меняется в течение суток. При снижении генерации Воткинской ГЭС до уровня контрольного замера (в зимний максимум 2011 г. - 400 МВт), загрузка одного АТ 220/110 кВ ПС Сива в нормальном режиме составит 219 А (70%); при отключении одной цепи ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск с отпайкой на ПС 220 кВ Сива, загрузка оставшегося в работе АТ 220/110 кВ ПС Сива - 324 А (103%).
Также на загрузку АТ 220/110 кВ ПС Сива влияет режим работы транзита 110 кВ Сива - Очер (Пермская энергосистема). Данный транзит нормально секционирован на ПС 110 кВ Очер (ВЛ 110 кВ Очер - Сива), однако в настоящее время (контрольный замер 2011 г.) имеет место перенос секционирования на ВЛ 110 Очер - Морозово и Очер - Апрельская. Перенос указанного нормального секционирования на этапах 2013, 2015 и 2018 гг. еще более увеличит перегрузку АТ 220/110 кВ Сива.
Выполненные расчеты режимов работы электрических сетей 110 кВ и выше в зимний максимум 2015 г. (рисунки 3.4 - 3.6) показали, что традиционно высокая загрузка следующих элементов электрических сетей Воткинского энергоузла сохраняется:
- загрузка каждой цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая в нормальном режиме составила 357 А (61% от допустимого тока). В режиме отключения одной цепи загрузка второй составляет 790 А (136%), напряжение на шинах 110 кВ отдаленных подстанций Якшур-Бодья, Николаевская, Лынга составляет 91 кВ, что недопустимо;
- загрузка одного АТ 220/110 кВ ПС Сива в нормальном режиме составила 206 А (66%) при выдаче всей располагаемой мощности Воткинской ГЭС (1020 МВт). В режиме отключения одной цепи ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск с отпайкой на ПС 220 кВ Сива, загрузка оставшегося в работе АТ 220/110 кВ ПС Сива составила 309 А (98%), напряжения на шинах 110 кВ отдаленных подстанций Якшур-Бодья, Николаевская, Лынга составляет 98 кВ. При мощности ВГЭС 400 МВт загрузка одного АТ 220/110 кВ ПС Сива в нормальном режиме составит 221 А (70%); при отключении одной цепи ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск с отпайкой на ПС 220 кВ Сива, загрузка оставшегося в работе АТ 220/110 кВ ПС Сива - 332 А (106%).
Результаты расчетов режимов работы электрических сетей 110 кВ и выше в зимний максимум 2018 г. (рисунки 3.7 - 3.9), которые подтверждают наличие недопустимых перегрузок в сети 110 кВ:
- загрузка каждой цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая составила 391 А (67% от допустимого тока). В режиме отключения одной цепи загрузка второй составляет 885 А (152%), напряжения на шинах 110 кВ отдаленных подстанций Якшур-Бодья, Николаевская, Лынга составляет 87 кВ, что недопустимо;
- загрузка АТ 220/110 кВ ПС Сива в нормальном режиме составила 221 А (70%) при выдаче всей располагаемой мощности ВГЭС (1020 МВт), при снижении мощности ВГЭС до 400 МВт загрузка АТ 220/110 кВ ПС Сива составит 236 А (75%). В режиме отключения одной цепи ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск с отпайкой на ПС 220 кВ Сива, загрузка оставшегося в работе АТ 220/110 кВ ПС Сива составила 334 А (106%) при выдаче всей располагаемой мощности ВГЭС, при снижении мощности ВГЭС до 400 МВт - 354 А (113%). Напряжения на шинах 110 кВ отдаленных подстанций Якшур-Бодья, Николаевская, Лынга составляет 95 кВ.
Проведенные расчеты режимов работы электрической сети 110 кВ и выше в зимний максимум 2013, 2015 и 2018 гг. показали наличие дефицита автотрансформаторной мощности 220/110 кВ (недопустимая перегрузка АТ 220/110 кВ ПС Сива), недопустимые перегрузки ВЛ 110 кВ и снижение напряжения в Воткинском энергоузле.
Для повышения надежности электроснабжения потребителей и обеспечения допустимой загрузки ВЛ 110 кВ Сива - Газовая и АТ 220/110 кВ ПС Сива рассмотрена возможность оперирования транзитом 110 кВ Комсомольская - Сива:
- замыкание транзита;
- перенос точки секционирования транзита:
1) отключение ВЛ 110 кВ Сива - Газовая со стороны ПС Газовая;
2) отключение ВЛ 110 кВ Газовая - Кыква со стороны ПС Кыква;
3) отключение ВЛ 110 кВ Комсомольская - Кыква со стороны ПС Кыква.
Анализ результатов расчетов режимов работы без усиления сети 110 кВ на этап 2013 г. (рисунки 3.10 - 3.15) показал следующее:
- замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Сива приводит к увеличению загрузки ВЛ 110 кВ Сива - Газовая до 360 А (62%) и АТ 220/110 кВ ПС Сива до 213 А (68%) в нормальном режиме работы по сравнению с режимом секционирования. В послеаварийных режимах отключения одного элемента загрузка ВЛ 110 кВ Сива - Газовая составит 625 А (108%), загрузка 220/110 кВ ПС Сива - 296 А (94%) при выдаче располагаемой мощности ВГЭС, при мощности ВГЭС 400 МВт - 295 А (94%);
- перенос точки секционирования транзита 110 кВ Комсомольская - Сива (отключение ВЛ 110 кВ Сива - Газовая со стороны ПС Газовая) приводит к высокой загрузке АТ 220/110 кВ ПС Комсомольская - 150 А (95%) в нормальном режиме работы, при отключении одного АТ 220/110 кВ ПС Комсомольская загрузка второго - 303 А (192%). Напряжения на шинах 110 кВ отдаленных подстанций Якшур-Бодья, Николаевская - 91 кВ, что недопустимо;
- перенос точки секционирования транзита 110 кВ Комсомольская - Сива (отключение ВЛ 110 кВ Газовая - Кыква со стороны ПС Кыква) приводит к перегрузке одного АТ 220/110 кВ ПС Комсомольская при отключении другого (258 А, или 163%), что недопустимо;
- перенос точки секционирования транзита 110 кВ Комсомольская - Сива (отключение ВЛ 110 кВ Комсомольская - Кыква со стороны ПС Кыква) позволяет разгрузить ВЛ 110 кВ Сива - Газовая и уменьшить загрузку АТ 220/110 кВ ПС Сива при отключении одного элемента. Так, при отключении одной цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая, загрузка второй - 498 А (86%). Напряжения на шинах 110 кВ подстанций Якшур-Бодья, Кыква - 103 кВ. Загрузка одного АТ 220/110 кВ ПС Сива составит 248 А (79%) при отключении одной цепи ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск с отпайкой на ПС 220 кВ Сива при выдаче располагаемой мощности ВГЭС, при отключении одного АТ 220/110 кВ ПС Комсомольская с ВЛ 220 кВ Комсомольская - Балезино загрузка второго АТ 220/110 кВ - 146 А (92%), что допустимо. При снижении мощности ВГЭС до уровня контрольного замера 2011 г. (400 МВт) загрузка одного АТ 220/110 кВ ПС Сива при отключении второго составит 271 А (86%).
Анализ результатов расчетов на этапе 2015 г. (рисунки 3.16 - 3.21):
- замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Сива приводит к увеличению загрузки ВЛ 110 кВ Сива - Газовая до 384 А (66%) и АТ 220/110 кВ ПС Сива до 212 А (68%) в нормальном режиме работы по сравнению с режимом секционирования. В послеаварийных режимах отключения одного элемента загрузка ВЛ 110 кВ Сива - Газовая составит 671 А (115%), загрузка 220/110 кВ ПС Сива - 297 А (95%) при полной выдаче мощности ВГЭС, при мощности ВГЭС 400 МВт - 329 А (105%);
- перенос точки секционирования транзита 110 кВ Комсомольская - Сива (отключение ВЛ 110 кВ Сива - Газовая со стороны ПС Газовая) приводит к высокой загрузке АТ 220/110 кВ ПС Комсомольская - 162 А (103%) в нормальном режиме работы, при отключении одного АТ 220/110 кВ ПС Комсомольская загрузка второго - 334 А (211%). Напряжения на шинах 110 кВ отдаленных подстанций Якшур-Бодья, Николаевская - 100 кВ;
- перенос точки секционирования транзита 110 кВ Комсомольская - Сива (отключение ВЛ 110 кВ Газовая - Кыква со стороны ПС Кыква) приводит к перегрузке одного АТ 220/110 кВ ПС Комсомольская при отключении другого (281 А, или 178%), что недопустимо;
- перенос точки секционирования транзита 110 кВ Комсомольская - Сива (отключение ВЛ 110 кВ Комсомольская - Кыква со стороны ПС Кыква) позволяет разгрузить ВЛ 110 кВ Сива - Газовая и уменьшить загрузку АТ 220/110 кВ ПС Сива при отключении одного элемента. Так, при отключении одной цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая, загрузка второй - 565 А (97%). Напряжения на шинах 110 кВ подстанций Якшур-Бодья, Кыква - 102 кВ. Загрузка одного АТ 220/110 кВ ПС Сива составит 252 А (80%) при отключении одной цепи ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск с отпайкой на ПС 220 кВ Сива при выдаче располагаемой мощности ВГЭС, при отключении одного АТ 220/110 кВ ПС Комсомольская с ВЛ 220 кВ Комсомольская - Балезино загрузка второго АТ 220/110 кВ - 154 А (97%), что допустимо. При снижении мощности ВГЭС до уровня контрольного замера 2011 г. (400 МВт) загрузка одного АТ 220/110 кВ ПС Сива при отключении второго составит 274 А (87%).
Таким образом, в период 2013 - 2015 гг. для повышения надежности электроснабжения потребителей Воткинского энергоузла возможен перенос точки секционирования транзита 110 кВ Комсомольская - Сива (отключение ВЛ 110 кВ Комсомольская - Кыква со стороны ПС Кыква). Однако загрузка ВЛ 110 кВ и автотрансформаторного оборудования ПС Сива и Комсомольская будет на пределе допустимых значений и могут возникнуть сложности с проведением ремонтов, любое незначительное увеличение нагрузки или перенос точки секционирования на ПС 110 кВ Очер или транзита 110 кВ Комсомольская - Сива приведет к недопустимым перегрузкам одного АТ 220/110 кВ на ПС Сива или ПС Комсомольская при отключении второго.
Расчеты режимов работы сети 110 кВ на этап 2018 г. с секционированием транзита 110 кВ Комсомольская - Сива (отключение ВЛ 110 кВ Комсомольская - Кыква со стороны ПС Кыква) показали (рисунки 3.22 - 3.24):
- перегрузку одного АТ 220/110 кВ ПС Комсомольская при отключении второго с ВЛ 220 кВ Комсомольская - Балезино - 167 А (106%);
- перегрузку одного АТ 220/110 кВ ПС Сива при отключении второго - 329 А (105%);
- перегрузку одной цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая при отключении второй - 624 А (107%).
Обеспечение электроснабжения дополнительных нагрузок на этапе 2018 г. путем переноса точки секционирования транзита 110 кВ Комсомольская - Сива невозможно. Требуется усиление электрических сетей 110 кВ на этапе 2016 - 2017 гг. Рассмотрены следующие варианты усиления сетей Воткинского энергоузла (рисунки 3.25 - 3.30):
1) сооружение нового центра питания 220 кВ - ПС 220 кВ Як.-Бодья (2 x 125 МВ.А, 220-13 "две рабочие системы шин", 110-13 "две рабочие системы шин") с подключением к сети 220 кВ двумя шлейфовыми заходами ВЛ 220 кВ Удмуртская - Комсомольская и Ижевск - Балезино; подключение к сети 110 кВ шлейфовым заходом двухцепной ВЛ 110 кВ Кыква - Газовая и отпайками от ВЛ 110 кВ Кыква - Якшур-Бодья;
2) сооружение нового центра питания 220 кВ - ПС 220 кВ Як.-Бодья (2 x 125 МВ.А, 220-5 АН "мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов", 110-13 "две рабочие системы шин") с подключением к сети 220 кВ шлейфовым заходом ВЛ 220 кВ Ижевск - Удмуртская; подключение к сети 110 кВ аналогично первому варианту;
3) реконструкция ПС 220 кВ Сива с заменой АТ 220/110 кВ мощностью 2 x 125 МВ.А на 2 x 200 МВ.А и расширением ОРУ 220 кВ до схемы 220-13 "две рабочие системы шин", сооружение шлейфового захода ВЛ 220 кВ Ижевск - ВГЭС на ПС Сива и двухцепной ВЛ 110 кВ Сива - Кыква с переводом на нее подстанций 110 кВ Мишкино-3 и Нырошур.
По вариантам 1 и 2 рекомендуется дополнительно секционировать транзит 110 кВ Комсомольская - Як.-Бодья - Сива для исключения влияния системных перетоков "Урал - Запад", "Запад - Урал":
- отключение ВЛ 110 кВ Газовая - Кыква со стороны ПС Газовая;
- отключение ВЛ 110 кВ Кыква - Якшур-Бодья со стороны ПС Кыква.
Расчеты показали, что в вариантах 1 и 2 (ввод нового центра питания - ПС 220 кВ Як.-Бодья) решается проблема перегрузки ВЛ 110 кВ Сива - Газовая и АТ 220/110 кВ подстанций Комсомольская и Сива в послеаварийных режимах отключения одного элемента (рисунки 3.31 - 3.38).
Однако в варианте 1 при подключении ПС 220 кВ Як.-Бодья заходами от двух ВЛ 220 кВ Удмуртская - Комсомольская и Ижевск - Балезино увеличивается загрузка вновь образованной ВЛ 220 кВ Ижевск - Як.-Бодья (885 А, или 88%) по сравнению с загрузкой без учета сооружения ПС 220 кВ Як.-Бодья (587 А, или 59%). При отключении вновь образованной ВЛ 220 кВ Удмуртская - Як.-Бодья загрузка ВЛ 220 кВ Ижевск - Як.-Бодья составляет 1031 А (103%), что недопустимо.
Наложение аварии ВЛ 220 кВ Удмуртская - Як.-Бодья на ремонт ВЛ 220 кВ Ижевск - Як.-Бодья приводит к недопустимому снижению напряжения на шинах 110 кВ подстанций транзита Як.-Бодья - Кыква - Комсомольская. Оставшиеся в работе две ВЛ 220 кВ Як.-Бодья - Комсомольская и Як.-Бодья - Балезино не пропитывают нагрузку, подключенную к ПС 220 кВ Як.-Бодья, Комсомольская (питание осуществляется из Кировской энергосистемы).
Следует отметить, что к транзиту двух ВЛ 220 кВ Вятка - Ижевск - Удмуртская подключено 11 подстанций 220 кВ и этот транзит шунтирует передачу 500 кВ ВГЭС - Вятка. Подключение новой ПС 220 кВ Як.-Бодья в указанный транзит нежелательно.
При подключении ПС 220 кВ Як.-Бодья заходом от ВЛ 220 кВ Ижевск - Удмуртская (вариант 2) обеспечивается надежность электроснабжения потребителей энергоузла как в послеаварийных режимах при отключении одного элемента, так и в случае наложения аварии на ремонт.
В варианте 3 (рисунки 3.39 - 3.42) сооружение дублирующей ВЛ 110 кВ Сива - Кыква с переводом на нее отпаечных подстанций Мишкино и Нырошур решает проблему перегруза существующей ВЛ 110 кВ Сива - Газовая. Так, в нормальном режиме зимнего максимума 2018 г. загрузка каждой цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая составляет 139 А (24%), ВЛ 110 кВ Сива - Кыква - 226 А (39%). В режиме отключения одной цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая загрузка второй составит 214 А (37%), в режиме отключения одной цепи ВЛ 110 кВ Сива - Кыква загрузка второй составит 364 А (63%).
Замена АТ 220/110 кВ ПС Сива мощностью 2 x 125 МВ.А на 2 x 200 МВ.А решает проблему перегрузки автотрансформаторов подстанции Сива как при полной выдаче мощности ВГЭС, так и при снижении мощности станции.
Однако в случае наложения аварии одного АТ 220/110 кВ ПС Сива на ремонт второго загрузка каждой цепи ВЛ 110 кВ ВГЭС - Водозабор составит 934 А (142%, Iдоп = 658 А для провода АС 185), загрузка каждой цепи ВЛ 110 кВ Водозабор - Воткинск - 903 А (137%), загрузка каждой цепи ВЛ 110 кВ Воткинск - Сива - 804 А (122%), что недопустимо.

Технико-экономическое сравнение вариантов усиления сети 110 кВ района Комсомольская - Сива
В настоящей работе выполнено технико-экономическое сравнение трех вариантов усиления сети 110 кВ района Комсомольская - Сива, подробное описание которых приведено выше.
Рассматриваемые варианты обеспечивают нормативный уровень надежности схемы, но различаются физическими объемами строительства объектов и стоимостными показателями.
При расчете суммарных затрат за расчетный период учтены капитальные вложения в строительство (в ценах 1 квартала 2013 г.) и эксплуатационные расходы по текущему обслуживанию сооружаемых объектов электрических сетей (линий электропередачи и подстанций).
Капиталовложения в строительство электросетевых объектов определялись по "Укрупненным стоимостным показателям линий электропередачи и подстанций напряжением 35 - 1150 кВ" (324 тм-т 1, Москва, 2012 г.) и приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Оценка капиталовложений по вариантам усиления
сети 110 кВ района Комсомольская - Сива

Наименование
Длина, км Мощность АТ, МВ.А
Базовые показатели стоимости, тыс. руб. в ценах 2000 г.
Коэфф. учета неучтенных затрат
Капиталовложения, млн. руб./ % в тек. ценах 1 кв. 2013 г.
Вариант 1
Заходы ВЛ 220 кВ Удмуртская - Комсомольская и ВЛ 220 кВ Ижевск - Балезино на ПС 220 кВ Як.-Бодья, провод АС-400
2 x 2 x 1,5
2275
1,20
49,2
Установка двух АТ 220/110 кВ
2 x 125
21526
1,22
314,6
Выключатели 220 кВ
7
11750
1,22
600,9
Выключатели 110 кВ
9
6580
1,22
432,7
Участки ВЛ 110 кВ от ПС Як.-Бодья до ПС 110 кВ Якшур-Бодья, АС-150
2 x 0,5
1495
1,20
5,4
Участки ВЛ 110 кВ от ПС Як.-Бодья до двухцепной ВЛ 110 кВ Кыква-Нырошур, АС-150
2 x 2 x 17
1495
1,20
366,2
ИТОГО
1769,0 / 100
Вариант 2
Заходы ВЛ 220 кВ Удмуртская - Комсомольская на ПС 220 кВ Як.-Бодья, провод АС-400
2 x 25
2275
1,20
409,8
Установка двух АТ 220/110 кВ
2 x 125
21526
1,22
314,6
Выключатели 220 кВ
3
11750
1,22
257,5
Выключатели 110 кВ
9
6580
1,22
432,7
Участки ВЛ 110 кВ от ПС Як.-Бодья до ПС 110 кВ Якшур-Бодья, АС-150
2 x 0,5
1495
1,20
5,4
Участки ВЛ 110 кВ от ПС Як.-Бодья до двухцепной ВЛ 110 кВ Кыква-Нырошур, АС-150
2 x 2 x 17
1495
1,20
366,2
ИТОГО
1786,2 / 101
Вариант 3
Замена АТ 220 кВ ПС Сива
2 x 200
29892
1,22
436,8
Выключатели 220 кВ
2
11750
1,22
171,7
Выключатели 110 кВ
4
6580
1,22
192,3
ВЛ 110 кВ Кыква - Сива
2 x 53,5
1495
1,20
576,3
Участки ВЛ 220 кВ ВоткГЭС - Ижевск на ПС Сива
2 x 31
2275
1,20
508,1
ИТОГО
1885,2 / 107

Ежегодные расходы на текущее эксплуатационное обслуживание вновь сооружаемых объектов определены по укрупненным нормативам отчислений в процентах от их стоимости:
- воздушные линии электропередачи - 0,8%;
- силовое электрооборудование и распределительные устройства напряжением свыше 150 кВ - 4,9%;
- силовое электрооборудование и распределительные устройства напряжением ниже 150 кВ - 5,9%
При определении суммарных дисконтированных затрат по вариантам, в соответствии с действующими Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов, амортизационные отчисления не учитывались.
Дисконтирование стоимостных показателей выполнено при ставке сравнения 12%.
Выбор рекомендуемого варианта усиления сети 110 кВ района Комсомольская - Сива выполнен на основе определения по рассматриваемым вариантам суммарных дисконтированных затрат за расчетный период 20 лет, включающий в себя годы строительства и нормальной эксплуатации объектов.
Результаты технико-экономического сравнения вариантов приведены в таблицах 3.2 - 3.5.

Таблица 3.2. Результаты технико-экономического сравнения
вариантов усиления сети 110 кВ района Комсомольская - Сива

Наименование показателей
Варианты
1
2
3
Всего капиталовложений по схеме, млн. руб.
1769
1786
1885
То же в %
100
101
107
в том числе:
ВЛ 110, 220 кВ
421
781
1084
ПС 110 кВ
433
433
192
ПС 220 кВ
916
572
609
Расходы по эксплуатации и обслуживанию объектов (без амортизации) за расчетный период, всего, млн. руб.
1313
1065
887
в том числе:
ВЛ 110, 220 кВ
60
111
154
ПС 110 кВ
454
454
202
ПС 220 кВ
798
499
531
Суммарные дисконтированные затраты по варианту (ставка дисконта 12%), млн. руб.
1851
1776
1790
То же в %
104
100
101
Дополнительные затраты по варианту в связи с потерями, млн. руб.
0
0
64
Суммарные дисконтированные затраты с учетом потерь, млн. руб.
1851
1776
1854
То же в %
104
100
104

По результатам выполнения технико-экономического сравнения все рассматриваемые варианты находятся в зоне равноэкономичности, однако вариант 2, предусматривающий сооружение ПС 220 кВ Як.-Бодья с подключением к сети 220 кВ шлейфовым заходом ВЛ 220 кВ Ижевск - Удмуртская, рекомендуется к сооружению по техническим причинам, указанным выше, и экономически наиболее целесообразен.
Таким образом, в Воткинском энергоузле до 2015 г. рекомендуется выполнить секционирование - отключение ВЛ 110 кВ Комсомольская - Кыква со стороны ПС Кыква, а к 2017 г. рекомендуется сооружение ПС 220 кВ Як.-Бодья (по схеме мостик 220-5АН) с заходом ВЛ 220 кВ Ижевск - Удмуртская (2 x 25 км).
Характеристика площадки ПС 220 кВ Як.-Бодья и трасс ВЛ 110, 220 кВ
Площадку ПС 220 кВ Як.-Бодья предлагается разместить в 1,5 км восточнее существующей ПС 110 кВ Якшур-Бодья, в 1 км южнее н.п. Кесвай. Площадка расположена на пахотных землях, рельеф площадки ровный.
Заходы ВЛ 220 кВ возможны с юго-западной стороны. Заходы ВЛ 110 кВ возможны с северо-восточной стороны.
- Заход ВЛ 220 кВ Ижевск - Удмуртская на ПС 220 кВ Як.-Бодья осуществляется в двухцепном исполнении. От ПС 220 кВ Як.-Бодья проектируемая ВЛ 220 кВ прокладывается сначала в западном направлении, подходит к существующей ВЛ 220 кВ Ижевск - Балезино и, не пересекая ее, следует параллельно в южном направлении, подходит к точке врезки ВЛ 220 кВ Ижевск - Удмуртская. Залесенность трассы порядка 90%, по пути следования ВЛ 220 кВ обходит нефтяные кусты скважин.
Протяженность участка ВЛ 220 кВ около 25 км.
Подключение проектируемой ПС 220/110 кВ Як.-Бодья к существующим сетям 110 кВ планируется осуществить тремя двухцепными линиями напряжением 110 кВ.
Заходы ВЛ 110 кВ Кыква - Газовая прокладываются общим коридором в северо-восточном направлении, по возможности параллельно существующим ВЛ 110 кВ в районе н.п. Кесвай, Пушкари, Кечшур, Мукши.
Точка подключения заходов ВЛ расположена в 2,5 - 3 км юго-восточнее ПС 110 кВ Кыква.
Протяженность трассы порядка 17 км, залесенность составляет около 40%.
Заход ВЛ 110 кВ Кыква - Якшур-Бодья на подстанцию Як.-Бодья протяженностью около 0,5 км располагается на пахотных землях.

Таблица 3.3. Расчет дисконтированных затрат по варианту 1 усиления сети 110 кВ района Комсомольская - Сива

(в текущих ценах 1 кв. 2013)
Наименование
Годы строительства и эксплуатации
Всего за расчетный период
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Всего капиталовложений по схеме, млн. руб.
1769,0
0,0
353,8
707,6
707,6
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
в том числе:


ВЛ 110, 220 кВ
420,8

84,2
168,3
168,3
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ПС 110 кВ
432,7

86,5
173,1
173,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ПС 220 кВ
915,5

183,1
366,2
366,2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Нормы ежегодных отчислений на ремонты и техническое обслуживание (без амортизации), %:









ВЛ 110, 220 кВ
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
ПС 110 кВ
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
ПС 220 кВ
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
Годовые расходы по эксплуатации и обслуживанию объектов (без амортизации), всего, млн. руб.
1312,8
0,0
14,8
44,3
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
в том числе:









ВЛ 110, 220 кВ
59,9

0,67
2,02
3,37
3,37
3,37
3,37
3,37
3,37
3,37
3,37
3,37
3,37
3,37
3,37
3,37
3,37
3,37
3,37
3,37
ПС 110 кВ
454,4

5,11
15,32
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
ПС 220 кВ
798,5

8,97
26,92
44,86
44,86
44,86
44,86
44,86
44,86
44,86
44,86
44,86
44,86
44,86
44,86
44,86
44,86
44,86
44,86
44,86
Суммарные недисконтированные затраты по варианту, млн. руб.
3081,8
0,0
368,6
751,9
781,4
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
73,8
Коэффициент дисконтирования при ставке сравнения 12%

1
0,893
0,797
0,712
0,636
0,567
0,507
0,452
0,404
0,361
0,322
0,287
0,257
0,229
0,205
0,183
0,163
0,146
0,130
0,116
Суммарные дисконтированные затраты по варианту, млн. руб.
1850,7
0,0
329, 1
599, 4
556, 2
46,9
41,9
37,4
33,4
29,8
26,6
23,7
21,2
18,9
16,9
15,1
13,5
12,0
10,7
9,6
8,6

Таблица 3.4. Расчет дисконтированных затрат по варианту
2 усиления сети 110 кВ района Комсомольская - Сива

(в текущих ценах 1 кв. 2013)
Наименование
Годы строительства и эксплуатации
Всего за расчетный период
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Всего капиталовложений по схеме, млн. руб.
1786,2
0,0
357,2
714,5
714,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
в том числе:


ВЛ 110, 220 кВ
781,4

156,3
312,6
312,6
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ПС 110 кВ
432,7

86,5
173,1
173,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ПС 220 кВ
572,1

114,4
228,8
228,8
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Нормы ежегодных отчислений на ремонты и техническое обслуживание (без амортизации), %:









ВЛ 110, 220 кВ
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
ПС 110 кВ
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
ПС 220 кВ
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
Годовые расходы по эксплуатации и обслуживанию объектов (без амортизации), всего, млн. руб.
1064,7
0,0
12,0
35,9
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
в том числе:









ВЛ 110, 220 кВ
111,3

1,25
3,75
6,25
6,25
6,25
6,25
6,25
6,25
6,25
6,25
6,25
6,25
6,25
6,25
6,25
6,25
6,25
6,25
6,25
ПС 110 кВ
454,4

5,11
15,32
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
25,53
ПС 220 кВ
499,0

5,61
16,82
28,03
28,03
28,03
28,03
28,03
28,03
28,03
28,03
28,03
28,03
28,03
28,03
28,03
28,03
28,03
28,03
28,03
Суммарные недисконтированные затраты по варианту, млн. руб
2850,9
0,0
369,2
750,4
774,3
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
59,8
Коэффициент дисконтирования при ставке сравнения 12%

1
0,893
0,797
0,712
0,636
0,567
0,507
0,452
0,404
0,361
0,322
0,287
0,257
0,229
0,205
0,183
0,163
0,146
0,130
0,116
Суммарные дисконтированные затраты по варианту, млн. руб.
1775,9
0,0
329,6
598,2
551,1
38,0
33,9
30,3
27,1
24,2
21,6
19,3
17,2
15,4
13,7
12,2
10,9
9,8
8,7
7,8
6,9

Таблица 3.5. Расчет дисконтированных затрат по варианту
3 усиления сети 110 кВ района Комсомольская - Сива

(в текущих ценах 1 кв. 2013)
Наименование
Годы строительства и эксплуатации
Всего за расчетный период
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Всего капиталовложений по схеме, млн. руб.
1885,2
0,0
377,0
754,1
754,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
в том числе:


ВЛ 110, 220 кВ
1084,4

216,9
433,8
433,8
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ПС 110 кВ
192,3

38,5
76,9
76,9
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ПС 220 кВ
608,5

121,7
243,4
243,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Нормы ежегодных отчислений на ремонты и техническое обслуживание (без амортизации), %:









ВЛ 110, 220 кВ
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
ПС 110 кВ
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
ПС 220 кВ
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
Годовые расходы по эксплуатации и обслуживанию объектов (без амортизации), всего, млн. руб.
887,1
0,0
10,0
29,9
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
в том числе:









ВЛ 110, 220 кВ
154,4

1,74
5,21
8,68
8,68
8,68
8,68
8,68
8,68
8,68
8,68
8,68
8,68
8,68
8,68
8,68
8,68
8,68
8,68
8,68
ПС 110 кВ
202,0

2,27
6,81
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
ПС 220 кВ
530,7

5,96
17,89
29,82
29,82
29,82
29,82
29,82
29,82
29,82
29,82
29,82
29,82
29,82
29,82
29,82
29,82
29,82
29,82
29,82
Суммарные недисконтированные затраты по варианту, млн. руб.
2772,3
0,0
387,0
784,0
803,9
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
49,8
Коэффициент дисконтирования при ставке сравнения 12%

1
0,893
0,797
0,712
0,636
0,567
0,507
0,452
0,404
0,361
0,322
0,287
0,257
0,229
0,205
0,183
0,163
0,146
0,130
0,116
Суммарные дисконтированные затраты по варианту, млн. руб.
1790,1
0,0
345,5
625,0
572,2
31,7
28,3
25,2
22,5
20,1
18,0
16,0
14,3
12,8
11,4
10,2
9,1
8,1
7,3
6,5
5,8
Дополнительные потери мощности в электрических сетях, МВт
16,0




1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
Тариф на оплату нормативных технологических потерь электроэнергии в 2013 г., руб./кВт.ч
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
Дополнительные затраты на выработку электроэнергии в связи с увеличением потерь мощности в электрической сети, млн. руб./год
207,1


0,0
0,0
12,9
12,9
12,9
12,9
12,9
12,9
12,9
12,9
12,9
12,9
12,9
12,9
12,9
12,9
12,9
12,9
Суммарные дисконтированные затраты по варианту, млн. руб.
1854,4
0,00
345,54
624,99
572,21
39,90
35,62
31,81
28,40
25,36
22,64
20,21
18,05
16,11
14,39
12,85
11,47
10,24
9,14
8,16
7,29

Рисунок 3.1. Нормальный режим работы в зимний максимум
2013 г. (при сохранении существующего секционирования
сети на ПС Комсомольская)

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.2. Зимний максимум 2013 г.
Отключение одной цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.3. Зимний максимум 2013 г. Отключение одной
ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск с отпайкой
на ПС 220 кВ Сива

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.4. Нормальный режим работы в зимний
максимум 2015 г. (при сохранении существующего
секционирования сети на ПС Комсомольская)

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.5. Зимний максимум 2015 г.
Отключение одной цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.6. Зимний максимум 2015 г. Отключение одной
ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск с отпайкой
на ПС 220 кВ Сива

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.7. Нормальный режим работы в зимний максимум
2018 г. (при сохранении существующего секционирования
сети на ПС Комсомольская)

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.8. Зимний максимум 2018 г. Отключение одной
цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.9. Зимний максимум 2018 г. Отключение одной
ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС - Ижевск с отпайкой
на ПС 220 кВ Сива

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.10. Зимний максимум 2013 г.
Замыкание транзита 110 кВ Комсомольская - Сива

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.11. Зимний максимум 2013 г. Перенос точки
секционирования транзита 110 кВ Комсомольская - Сива
(отключение ВЛ 110 кВ Сива - Газовая со стороны ПС Газовая)

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.12. Зимний максимум 2013 г. Перенос точки
секционирования транзита 110 кВ Комсомольская - Сива
(отключение ВЛ 110 кВ Газовая - Кыква со стороны
ПС Кыква). Отключение одного АТ 220/110 кВ ПС Комсомольская

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.13. Зимний максимум 2013 г. Перенос точки
секционирования транзита 110 кВ Комсомольская - Сива
(отключение ВЛ 110 кВ Комсомольская - Кыква со стороны
ПС Кыква). Отключение одной цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.14. Зимний максимум 2013 г. Перенос точки
секционирования транзита 110 кВ Комсомольская - Сива
(отключение ВЛ 110 кВ Комсомольская - Кыква
со стороны ПС Кыква). Отключение одной ВЛ 220 кВ
Воткинская ГЭС - Ижевск с отпайкой на ПС 220 кВ Сива

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.15. Зимний максимум 2013 г. Перенос точки
секционирования транзита 110 кВ Комсомольская - Сива
(отключение ВЛ 110 кВ Комсомольская - Кыква со стороны
ПС Кыква). Отключение одного АТ 220/110 кВ ПС
Комсомольская с ВЛ 220 кВ Комсомольская - Балезино

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.16. Зимний максимум 2015 г. Замыкание
транзита 110 кВ Комсомольская - Сива

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.17. Зимний максимум 2015 г. Перенос точки
секционирования транзита 110 кВ Комсомольская - Сива
(отключение ВЛ 110 кВ Сива - Газовая со стороны ПС Газовая)

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.18. Зимний максимум 2015 г. Перенос точки
секционирования транзита 110 кВ Комсомольская - Сива
(отключение ВЛ 110 кВ Газовая - Кыква со стороны ПС Кыква).
Отключение одного АТ 220/110 кВ ПС Комсомольская

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.19. Зимний максимум 2015 г. Перенос точки
секционирования транзита 110 кВ Комсомольская - Сива
(отключение ВЛ 110 кВ Комсомольская - Кыква со стороны
ПС Кыква). Отключение одной цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.20. Зимний максимум 2015 г. Перенос точки
секционирования транзита 110 кВ Комсомольская - Сива
(отключение ВЛ 110 кВ Комсомольская - Кыква со стороны
ПС Кыква). Отключение одной ВЛ 220 кВ Воткинская
ГЭС - Ижевск с отпайкой на ПС 220 кВ Сива

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.21. Зимний максимум 2015 г. Перенос точки
секционирования транзита 110 кВ Комсомольская - Сива
(отключение ВЛ 110 кВ Комсомольская - Кыква со стороны
ПС Кыква). Отключение одного АТ 220/110 кВ ПС Комсомольская
с ВЛ 220 кВ Комсомольская - Балезино

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.22. Зимний максимум 2018 г. Перенос точки
секционирования транзита 110 кВ Комсомольская - Сива
(отключение ВЛ 110 кВ Комсомольская - Кыква со стороны
ПС Кыква). Отключение одной цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.23. Зимний максимум 2018 г. Перенос точки
секционирования транзита 110 кВ Комсомольская - Сива
(отключение ВЛ 110 кВ Комсомольская - Кыква
со стороны ПС Кыква). Отключение одного
АТ 220/110 кВ ПС Сива

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.24. Зимний максимум 2018 г. Перенос точки
секционирования транзита 110 кВ Комсомольская - Сива
(отключение ВЛ 110 кВ Комсомольская - Кыква со стороны
ПС Кыква). Отключение одного АТ 220/110 кВ
ПС Комсомольская с ВЛ 220 кВ Комсомольская - Балезино

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.25. Электрическая схема усиления сетей
110, 220 кВ Воткинского энергоузла по варианту 1

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.26. План-схема усиления сетей 110, 220 кВ
Воткинского энергоузла по варианту 1

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.27. Электрическая схема усиления сетей
110, 220 кВ Воткинского энергоузла по варианту 2

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.28. План-схема усиления сетей 110, 220 кВ
Воткинского энергоузла по варианту 2

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.29. Электрическая схема усиления сетей
110, 220 кВ Воткинского энергоузла по варианту 3

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.30. План-схема усиления сетей 110, 220 кВ
Воткинского энергоузла по варианту 3

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.31. Зимний максимум 2018 г. Сооружение
ПС 220 кВ Як.-Бодья с подключением к сети 220 кВ двумя
шлейфовыми заходами ВЛ 220 кВ Удмуртская - Комсомольская
и Ижевск - Балезино (вариант 1)

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.32. Зимний максимум 2018 г. Сооружение ПС 220 кВ
Як.-Бодья с подключением к сети 220 кВ двумя шлейфовыми
заходами ВЛ 220 кВ Удмуртская - Комсомольская
и Ижевск - Балезино (вариант 1). Отключение
ВЛ 220 кВ Удмуртская - Як.-Бодья

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.33. Зимний максимум 2018 г. Сооружение ПС 220 кВ
Як.-Бодья с подключением к сети 220 кВ двумя шлейфовыми
заходами ВЛ 220 кВ Удмуртская - Комсомольская
и Ижевск - Балезино (вариант 1). Отключение двух ВЛ 220 кВ
Удмуртская - Як.-Бодья и Ижевск - Як.-Бодья

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.34. Зимний максимум 2018 г. Сооружение ПС 220 кВ
Як.-Бодья с подключением к сети 220 кВ шлейфовым заходом
ВЛ 220 кВ Ижевск - Удмуртская (вариант 2)

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.35. Зимний максимум 2018 г. Сооружение ПС 220 кВ
Як.-Бодья с подключением к сети 220 кВ шлейфовым заходом
ВЛ 220 кВ Ижевск - Удмуртская (вариант 2).
Отключение ВЛ 220 кВ Удмуртская - Як.-Бодья

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.36. Зимний максимум 2018 г. Сооружение ПС 220 кВ
Як.-Бодья с подключением к сети 220 кВ шлейфовым заходом
ВЛ 220 кВ Ижевск - Удмуртская (вариант 2).
Отключение ВЛ 220 кВ Ижевск - Як.-Бодья

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.37. Зимний максимум 2018 г. Сооружение ПС 220 кВ
Як.-Бодья с подключением к сети 220 кВ шлейфовым заходом
ВЛ 220 кВ Ижевск - Удмуртская (вариант 2). Отключение
ВЛ 220 кВ Удмуртская - Комсомольская и Ижевск - Балезино

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.38. Зимний максимум 2018 г. Сооружение ПС 220 кВ
Як.-Бодья с подключением к сети 220 кВ шлейфовым заходом
ВЛ 220 кВ Ижевск - Удмуртская (вариант 2). Отключение
одного АТ 220/110 кВ ПС Як.-Бодья

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.39. Зимний максимум 2018 г. Расширение
ПС 220 кВ Сива с ВЛ 110 кВ Сива - Кыква (вариант 3)

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.40. Зимний максимум 2018 г. Расширение ПС 220 кВ
Сива с ВЛ 110 кВ Сива - Кыква (вариант 3). Отключение одной
цепи ВЛ 110 кВ Сива - Газовая

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.41. Зимний максимум 2018 г. Расширение
ПС 220 кВ Сива с ВЛ 110 кВ Сива - Кыква (вариант 3).
Отключение одной цепи ВЛ 110 кВ Сива - Кыква

Рисунок не приводится.

Рисунок 3.42. Зимний максимум 2018 г. Расширение ПС
220 кВ Сива с ВЛ 110 кВ Сива - Кыква (вариант 3).
Наложение аварии одного АТ 220/110 кВ на ремонт второго

Рисунок не приводится.

4. Обоснование развития электрических сетей 110 кВ
и выше Ижевского энергоузла

Обоснование усиления сети 110 кВ центральной части г. Ижевска
Город Ижевск относится к категории крупных городов (в настоящее время фактическая численность человек составляет 630 тыс. чел.). Особенностью крупных городов является большая концентрация электрических нагрузок, решающая роль электроэнергии в обеспечении жизнедеятельности города. Это определяет высокие требования к надежности схем электроснабжения городов.
В настоящее время электроснабжение потребителей центральной части г. Ижевска осуществляется от шести подстанций 110 кВ: Центральная, Культбаза, Кировская, Калашников, Рабочая, Соцгород. Три подстанции 110 кВ (Центральная, Культбаза, Кировская) подключены к двухцепной тупиковой ВЛ 110 кВ Ижевск - Культбаза, оставшиеся три подстанции (Калашников, Рабочая, Соцгород) подключены к двухцепной тупиковой ВЛ 110 кВ Позимь - Калашников. Головные участки указанных ВЛ 110 кВ выполнены проводом АС 185, остальные - проводом АС 95.
Существующая суммарная нагрузка указанных подстанций составляет 112,9 МВт по данным контрольного замера от 21 декабря 2011 г., по данным зимнего контрольного замера 2012 г. - 113,2 МВт, в 2013 г. ожидается нагрузка 127 МВт, в 2015 г. - 141 МВт, в 2018 г. - 154 МВт.
Схема подключения указанных подстанций 110 кВ не соответствует требованию "Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем" (п. 5.28), по подключению к двухцепной тупиковой линии до двух подстанций. Также не обеспечивается питание ответственных потребителей при аварийном отключении двух систем шин 110 кВ ПС Ижевск или Позимь.
При отключении одной цепи ВЛ 110 кВ Ижевск - Культбаза, в зимний максимум 2015 г. загрузка оставшейся в работе достигает 410 А (96%), в зимний максимум 2018 г. - 436 А (103%). При отключении одной цепи ВЛ 110 кВ Позимь - Калашников, в зимний максимум 2015 г. загрузка оставшейся в работе достигает 352 А (83%), в зимний максимум 2018 г. - 407 А (96%) (рисунки 4.1 - 4.6).

Рисунок 4.1. Нормальный режим в зимний максимум 2015 г.
(без учета организации транзита ВЛ 110 кВ Ижевск - Позимь)

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.2. Зимний максимум 2015 г. Отключение одной
цепи ВЛ 110 кВ Ижевск - Культбаза (без учета организации
транзита ВЛ 110 кВ Ижевск - Позимь)

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.3. Зимний максимум 2015 г. Отключение одной
цепи ВЛ 110 кВ Позимь - Калашников (без учета организации
транзита ВЛ 110 кВ Ижевск - Позимь)

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.4. Нормальный режим в зимний максимум 2018 г.
(без учета организации транзита ВЛ 110 кВ Ижевск - Позимь)

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.5. Зимний максимум 2018 г. Отключение одной
цепи ВЛ 110 кВ Ижевск - Культбаза (без учета организации
транзита ВЛ 110 кВ Ижевск - Позимь)

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.6. Зимний максимум 2018 г. Отключение одной
цепи ВЛ 110 кВ Позимь - Калашников (без учета организации
транзита ВЛ 110 кВ Ижевск - Позимь)

Рисунок не приводится.

Для повышения надежности схемы электроснабжения центральной части города рекомендуется организовать транзит 110 кВ Ижевск - Позимь через подстанции 110 кВ Центральная, Культбаза, Кировская, Калашников, Рабочая, Соцгород. С учетом сроков работ по проектированию, строительству и реконструкции подстанций и линий электропередачи указанный транзит рекомендуется к сооружению на этапе 2016 г. Для организации транзита необходимо достроить участки линии электропередачи 110 кВ от ПС 110 кВ Калашников до ПС 110 кВ Кировская протяженностью 1 км высокотемпературным проводом 95 мм2.
Выполненные расчеты режимов работы электрических сетей района г. Ижевска на этап 2018 г. (рисунки 4.7, 4.8) показали, что замкнутая работа нового транзита значительно увеличивает его загрузку и при отключении одной цепи, вторая может перегружаться уже при замене провода на высокотемпературный сечением 95 мм2 (требуется увеличение сечения или замена на кабельные линии электропередачи).

Рисунок 4.7. Нормальный режим работы в зимний
максимум 2018 г. (замкнутый режим работы транзита
ВЛ 110 кВ Ижевск - Позимь)

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.8. Зимний максимум 2018 г. (замкнутый режим
работы транзита ВЛ 110 кВ Ижевск - Позимь).
Отключение одной цепи ВЛ 110 кВ Ижевск - Соцгород

Рисунок не приводится.

Настоящей работой рекомендуется секционированный режим работы транзита и рассматриваются следующие варианты секционирования и перевода части подстанций в проходные (рисунок 4.9):
1) ПС 110 кВ Кировская и ПС 110 кВ Калашников подключаются шлейфовыми заходами разных цепей ВЛ 110 кВ Ижевск - Позимь с секционированием по выключателям на указанных подстанциях. При этом потребуется реконструкция ПС 110 кВ Кировская с установкой секционного выключателя;
2) ПС 110 кВ Соцгород и ПС 110 кВ Калашников подключаются шлейфовыми заходами разных цепей ВЛ 110 кВ Ижевск - Позимь с секционированием по выключателям на указанных подстанциях.
С учетом меньших затрат на реконструкцию подстанций 110 кВ (в варианте 1 необходима реконструкция ПС 110 кВ Кировская) рекомендуется вариант 2 секционирования транзита 110 кВ Ижевск - Позимь на подстанциях 110 кВ Соцгород и Калашников.

Рисунок 4.9. Варианты секционирования транзита
110 кВ Ижевск - Позимь

Рисунок не приводится.

Кроме того, секционирование транзита по варианту 2 за счет перераспределения нагрузок снизит загрузку ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Союзная. Так, в паводок 2018 г. при отключении одной цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Союзная при секционировании транзита по варианту 1 загрузка оставшейся в работе будет достигать 476 А (106%), при секционировании по варианту 2 - 449 А (99%) (рисунки 4.10, 4.11).

Рисунок 4.10. Паводок 2018 г. Вариант 1
секционирования транзита ВЛ 110 кВ Ижевск - Позимь

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.11. Паводок 2018 г. Вариант 2
секционирования транзита ВЛ 110 кВ Ижевск - Позимь

Рисунок не приводится.

Секционные выключатели 110 кВ на ПС Соцгород и Калашников рекомендуется поставить под действие АВР, которое будет включаться по факту отсутствия напряжения на обеих ВЛ 110 кВ (при погашении двух систем шин 110 кВ на ПС Ижевск или Позимь).
Выполненные расчеты режимов (рисунки 4.12, 4.13) показали, что при погашении двух систем шин 110 кВ на ПС Ижевск или Позимь загрузка ВЛ 110 кВ Ижевск (Позимь) - Соцгород, Калашников будет достигать 483 А (113%), что недопустимо. Рекомендуется выполнить замену провода АС-95 на участке от ПС 110 кВ Соцгород до ПС 110 кВ Калашников и от ПС 110 кВ Центральная до ПС 110 кВ Кировская на высокотемпературный сечением 95 мм2. С учетом рекомендованной замены провода электроснабжение всех шести подстанций 110 кВ при погашении двух систем шин 110 кВ Ижевск или Позимь будет надежно обеспечено.

Рисунок 4.12. Зимний максимум 2018 г.
Погашение двух систем шин 110 кВ ПС Ижевск

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.13. Зимний максимум 2018 г.
Погашение двух систем шин 110 кВ ПС Позимь

Рисунок не приводится.

ПС 110 кВ Александровская с КЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Александровская и КЛ 110 кВ Александровская - Пирогово - Позимь
Ввод ПС 110 кВ Александровская (2 x 25 МВ.А, схема 110-4Н) рекомендуется на этапе 2018 г. для подключения потребителей нового жилого района Александровский г. Ижевска с присоединением к сети 110 кВ двумя кабельными линиями электропередачи 110 кВ от Ижевской ТЭЦ-1. Подключение к шинам 110 кВ Ижевской ТЭЦ-1 новых потребителей позволит повысить надежность схемы выдачи мощности Ижевской ТЭЦ-1 и разгрузить существующие линии электропередачи 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод.
Выполненные расчеты режимов показали, что в зимний максимум 2015 г. загрузка каждой ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод составит 382 А (49%), при отключении одной цепи загрузка второй - 749 А (95%). В паводок 2015 г. загрузка каждой ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод составит 297 А (49%), при отключении одной цепи загрузка второй - 582 А (95%) (рисунки 4.14 - 4.17).
На этапе 2018 г. в зимний максимум с вводом ПС 110 кВ Александровская с КЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Александровская загрузка каждой ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод составит 349 А (44%), при отключении одной цепи загрузка второй - 684 А (87%), без учета ПС 110 кВ Александровская загрузка одной цепи при отключении второй составит 697 А (89%). В паводок 2018 г. с учетом ПС 110 кВ Александровская загрузка каждой ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод составит 282 А (46%), при отключении одной цепи загрузка второй - 553 А (91%), а без учета ПС 110 кВ Александровская загрузка одной цепи при отключении второй составит 560 А (92%) (рисунки 4.18 - 4.23).
При подключении ПС 110 кВ Александровская от ПС 110 кВ Машзавод загрузка ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод увеличивается при отключении одной цепи - 715 А (91%) в зимний максимум 2018 г., 569 А (93%) в паводок 2018 г. (рисунки 4.24 - 4.25).
В период 2019 - 2023 гг. рекомендуется выполнить сооружение двухцепной КЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Александровская до ПС 110 кВ Пирогово, с вводом которой образуется кольцо 110 кВ вокруг города Ижевск: Ижевск - Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь - Пирогово - Александровская - Ижевская ТЭЦ-1 - Ижевск. Кольцевая сеть 110 кВ позволит повысить надежность электроснабжения потребителей всех категорий г. Ижевск как в послеаварийных режимах с отключением одного элемента (n-1), так и в послеаварийных режимах наложения аварии на ремонт (n-2). Также, ввод ВЛ 110 кВ Александровская - Пирогово - Позимь позволит устранить несоответствие требования "Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем" по подключению к двухцепной тупиковой ВЛ 110 кВ до двух подстанций на ВЛ 110 кВ Позимь - Пирогово.
Кроме того, сооружение КЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Александровская - Пирогово - Позимь позволит еще уменьшить загрузку ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод. Расчеты режимов с учетом ПС 110 кВ Александровская и КЛ 110 кВ Александровская - Пирогово - Позимь (паводок 2018 г.) показали, что загрузка каждой ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод составит 219 А (36%) в нормальном режиме, при отключении одной цепи загрузка второй - 428 А (70%) (рисунки 4.26 - 4.27).
Таким образом, на этапе 2018 г. рекомендуется ввод ПС 110 кВ Александровская с подключением двумя КЛ 110 кВ к шинам 110 кВ Ижевской ТЭЦ-1 и на этапе 2019 - 2023 гг. сооружение КЛ 110 кВ Александровская - Пирогово - Позимь.

Характеристика трассы КЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Александровская
От Ижевской ТЭЦ-1 кабельная линия 110 кВ прокладывается в западном направлении севернее проспекта Дерябина до ул. Телегина, затем с восточной стороны железной дороги Ижевск - Заводская, пересекает проколом данную дорогу, пересекает ул. Новоажимова, далее по ул. Саранская до ул. Александровская. По ул. Александровская КЛ 110 кВ прокладывается с северной стороны и подходит к ПС 110 кВ Александровская с юга.
КЛ 110 кВ располагается в городской черте в районе промышленной и жилой застройки.

Рисунок 4.14. Нормальный режим работы
в зимний максимум 2015 г.

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.15. Зимний максимум 2015 г.
Отключение одной цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.16. Нормальный режим работы в паводок 2015 г.

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.17. Паводок 2015 г. Отключение одной цепи
ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.18. Нормальный режим работы в зимний максимум
2018 г. с учетом ввода ПС 110 кВ Александровская

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.19. Зимний максимум 2018 г. с учетом ввода
ПС 110 кВ Александровская. Отключение одной цепи ВЛ 110 кВ
Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.20. Зимний максимум 2018 г. без учета ввода ПС
110 кВ Александровская. Отключение одной цепи ВЛ 110 кВ
Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.21. Нормальный режим работы в паводок 2018 г.
с учетом ввода ПС 110 кВ Александровская

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.22. Паводок 2018 г. с учетом ввода
ПС 110 кВ Александровская. Отключение одной цепи ВЛ 110 кВ
Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.23. Паводок 2018 г. без учета ввода ПС 110 кВ
Александровская. Отключение одной цепи ВЛ 110 кВ Ижевская
ТЭЦ-1 - Машзавод

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.24. Зимний максимум 2018 г. Подключение
ПС Александровская от ПС Машзавод. Отключение одной
цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.25. Паводок 2018 г. Подключение
ПС Александровская от ПС Машзавод. Отключение
одной цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.26. Нормальный режим работы в паводок 2018 г.
с учетом ввода ПС 110 кВ Александровская и опережающим
вводом ВЛ 110 кВ Александровская - Позимь

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.27. Паводок 2018 г. с учетом ввода ПС 110 кВ
Александровская и опережающим вводом ВЛ 110 кВ
Александровская - Позимь. Отключение одной цепи ВЛ 110 кВ
Ижевская ТЭЦ-1 - Машзавод

Рисунок не приводится.

Реконструкция ПС 220 кВ Ижевск
Согласно Инвестиционной программе ОАО "ФСК ЕЭС" на 2013 - 2017 гг. реконструкция ПС 220 кВ Ижевск намечается в 2020 г. В 2012 г. ООО "УРАЛПРОЕКТИНЖИНИРИНГ" были разработаны основные технические решения по титулу "Реконструкция ПС 220 кВ Ижевск с заходами ВЛ 110, 220 кВ".
Согласно выполненному проекту предусматривается (вариант 1):
- размещение ПС 220 кВ Ижевск вблизи существующей подстанции на новой площадке;
- сооружение ПС закрытого типа с применением КРУЭ 110 кВ, 220 кВ;
- РУ 110 кВ по схеме 110-14 "Две рабочие секционированные выключателями системы шин с двумя шиносоединительными выключателями" без обходной системы шин;
- РУ 220 кВ по схеме 220-13 - "Две рабочие системы шин";
- установка двух автотрансформаторов 220/110 кВ мощностью по 125 МВ.А каждый;
- перезавод существующих и строящихся ВЛ 220, 110 кВ на новую ПС 220 кВ Ижевск;
- перевод существующих нагрузок ПС Ижевск на вновь сооружаемую ПС 110 кВ Дерябинская (схема 110-4Н), подключаемой по тупиковой ВЛ 110 кВ от ПС Ижевск.
Выполнение проекта по указанному варианту имеет следующие недостатки:
- для обеспечения перевода всех линий 110, 220 кВ на новую площадку предусматривается сложная схема переключений. Учитывая высокую значимость ПС 220 кВ Ижевск для электроснабжения городских потребителей, напряженную ситуацию в части передачи транзитной мощности через шины 220 кВ подстанции (при отключении одного электросетевого элемента и неблагоприятной балансовой ситуации требуется действие противоаварийной автоматики), образование с вводом ПГУ Ижевской ТЭЦ-1 связи 110 кВ ТЭЦ-1 - Ижевск 1, 2 - важного элемента схемы выдачи мощности ТЭЦ-1, осуществление сложно реализуемых перезаводов ВЛ 110, 220 кВ с созданием ремонтных схем и наложении на них аварийных возмущений может привести к ограничению нагрузки потребителей и генерации станций;
- "Методическими рекомендациями по проектированию развития электрических сетей" рекомендуется применять двухцепные тупиковые ВЛ в схемах электроснабжения крупных городов (п. 5.28), а Инструкцией по проектированию городских электрических сетей РД 34.20.185-94 рекомендуется сооружение глубоких вводов 110 кВ для питания отдельных (центральных) районов города, не охватываемых кольцевой сетью; питание подстанций глубокого ввода может предусматриваться от разных секций одной или разных опорных подстанций (п. 4.2.2.2). При реконструкции ПС 220 кВ Ижевск по рассматриваемому варианту будет отсутствовать возможность дальнейшего развития РУ 110 кВ ПС 220 кВ Ижевск как центра питания распределительной сети 110 кВ города и выполнения указанных пунктов нормативных документов: из-за большого количества линий 110 кВ (семнадцать ВЛ 110 кВ), подключение новых ВЛ 110 кВ к ПС 220 кВ Ижевск представляется проблематичным, несмотря на предусмотренный в проекте резерв по месту двух ячеек 110 кВ;
- в соответствии с "Рекомендациями по применению типовых принципиальных электрических схем РУ подстанций 35-750 кВ" (СТО 56947007-29.240.30.047-2010 ОАО "ФСК ЕЭС") для схемы с двумя секционированными системами шин, предусматриваемой на РУ 110 кВ ПС Ижевск, указано (раздел 2.16): по сравнению со схемой с двумя системами сборных шин дополнительная установка двух секционных, шиносоединительных выключателей для исключения погашения подстанции, как правило, нецелесообразна с технико-экономических позиций с учетом фактора надежности. Схема является вынужденным решением, требующим в проектах дополнительного обоснования с режимных позиций. Область применения схемы следует ограничить распределительными устройствами 110 и 220 кВ подстанции с высшим напряжением 500 кВ;
- в соответствии с Инструкцией по проектированию городских электрических сетей РД 34.20.185-94 при разработке схемы сетей крупных и крупнейших городов следует предусматривать создание вокруг города кольцевой магистральной сети напряжением 110 кВ и выше с двухсторонним питанием и понижающими подстанциями. Кольцевая сеть должна присоединяться к подстанциям более высоких напряжений энергосистемы и городским электрическим станциям. В случае реконструкции ПС 220 кВ Ижевск по предложенному варианту РУ 110 кВ подстанции будет и понижающей подстанцией (для потребителей тупиковой ПС 110 кВ Дерябинская) и точкой подключения к сети более высокого напряжения, что недостаточно надежно.
С учетом изложенного, настоящей работой рекомендуется выполнить реконструкцию ПС Ижевск по следующему варианту 2:
- сооружение КРУЭ 220, 110 кВ ПС 220 кВ Ижевск по схеме "две рабочие системы шин" на новом месте и перезаводом в КРУЭ всех ВЛ 220 кВ и части ВЛ 110 кВ: Буммаш 1, 2, Ижевская ТЭЦ-2 1, 2, 3, 4, Лесная;
- реконструкция ОРУ 110 кВ существующей ПС 220 кВ Ижевск с заменой оборудования по месту (схема РУ 110 кВ - "две рабочие системы шин"), переименованием в ПС 110 кВ Дерябинская с сохранением присоединений ВЛ 110 кВ ТЭЦ-1 1, 2, Культбаза 1, 2 (Соцгород, Калашников), Пазелы 1, 2, Майская 1, 2, установкой двух трансформаторов 2 x 25 МВ.А и организацией связи между РУ 110 кВ ПС Дерябинская и Ижевск (с использованием участков существующих ВЛ 220 кВ с проводом АС 500).
На рисунках 4.28 - 4.30 представлены рассматриваемые варианты реконструкции ПС 220 кВ Ижевск.

Рисунок 4.28. Варианты реконструкции ПС 220 кВ Ижевск

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.29. План-схема размещения ПС 220 кВ
Ижевск по варианту 1 реконструкции

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.30. План-схема размещения ПС 220 кВ
Ижевск по варианту 2 реконструкции

Рисунок не приводится.

Вариант 2 позволяет подключить новых потребителей как к существующей ПС 110 кВ Дерябинская, так и к новой ПС 220 кВ Ижевск, на которых предусмотрены 4 резервных выключателя для линейных присоединений.
Также преимуществом варианта 2 является более высокая надежность электроснабжения потребителей г. Ижевск в случае потери собственных нужд ПС Ижевск.
Для рассматриваемых вариантов были выполнены расчеты режимов работы сети 110 кВ и выше района г. Ижевска на этап 2018 г. (2020 г.) (рисунки 4.31 - 4.32).

Рисунок 4.31. Нормальный режим работы сети 110 кВ
и выше в зимний максимум 2018 г. (2020 г.). Вариант 1
реконструкции ПС 220 кВ Ижевск

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.31а. Зимний максимум 2018 г. (2020 г.).
Вариант 1 реконструкции ПС 220 кВ Ижевск. Погашение
двух секций 110 кВ ПС 220/110 кВ Ижевск

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.32. Нормальный режим работы сети 110 кВ
и выше в зимний максимум 2018 г. (2020 г.).
Вариант 2 реконструкции ПС 220 кВ Ижевск

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.32а. Зимний максимум 2018 г. (2020 г.).
Вариант 2 реконструкции ПС 220 кВ Ижевск. Отключение
одной цепи ВЛ 110 кВ Ижевск - Дерябинская

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.32б. Зимний максимум 2018 г. (2020 г.).
Вариант 2 реконструкции ПС 220 кВ Ижевск.
Отключение двух цепей ВЛ 110 кВ Ижевск - Дерябинская

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.32в. Зимний максимум 2018 г. (2020 г.).
Вариант 2 реконструкции ПС 220 кВ Ижевск. Погашение
шин 110 кВ ПС 220/110 кВ Ижевск

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.32г. Зимний максимум 2018 г. (2020 г.).
Вариант 2 реконструкции ПС 220 кВ Ижевск.
Погашение шин 110 кВ ПС 110 кВ Дерябинская

Рисунок не приводится.

Выполненные расчеты режимов работы электрической сети 110 кВ и выше показали, что реконструкция ПС 220 кВ Ижевск по варианту 2 возможна. Загрузка всех электросетевых элементов остается в допустимых пределах.
Также было выполнено технико-экономическое сравнение рассматриваемых вариантов.

Технико-экономическое сравнение вариантов реконструкции ПС 220 кВ Ижевск
Рассматриваемые варианты обеспечивают нормативный уровень надежности схемы, но различаются физическими объемами строительства объектов и стоимостными показателями.
При расчете суммарных затрат за расчетный период учтены капитальные вложения в строительство (в ценах 1 квартала 2013 г.) и эксплуатационные расходы по текущему обслуживанию сооружаемых объектов электрических сетей (линий электропередачи и подстанций).
Капиталовложения в строительство электросетевых объектов определялись по "Укрупненным стоимостным показателям линий электропередачи и подстанций напряжением 35 - 1150 кВ" (324 тм-т 1, Москва, 2012 г.) и приведены в таблицах 4.1 - 4.2.

Таблица 4.1. Оценка капиталовложений по вариантам
реконструкции ПС 220 кВ Ижевск

Наименование
Длина, км Мощность АТ, МВ.А
Капиталовложения, тыс. руб. в ценах 2000 г.
Коэфф. учета неучтенных затрат
Капиталовложения, млн. руб./% в тек. ценах 1 кв. 2013 г.
Вариант 1 (новая ПС Ижевск - вариант ОТР в исполнении КРУЭ)
АТ 220/110 кВ
2 х 125
21526
1,22
314,6
выключатели 220 кВ КРУЭ (ПС Ижевск)
7
22560
1,22
1153,8
выключатели 110 кВ КРУЭ (ПС Ижевск)
23
10340
1,22
1737,6
выключатели 110 кВ ОРУ (ПС Дерябинская)
2
6580
1,22
96,2
ИТОГО
3302,1
110,1
Вариант 2 (новая ПС Ижевск в исполнении КРУЭ и замена оборудования 110 кВ на сущ. ПС 110 кВ Дерябинская)
АТ 220/110 кВ
2 х 125
21526
1,22
314,6
выключатели 220 кВ КРУЭ (ПС Ижевск)
7
22560
1,22
1153,8
выключатели 110 кВ КРУЭ (ПС Ижевск)
12
10340
1,22
906,6
выключатели 110 кВ ОРУ (ПС Дерябинская)
13
6580
1,22
625,0
ИТОГО
2999,9
100,0

Таблица 4.2. Оценка капиталовложений по вариантам
реконструкции ПС 220 кВ Ижевск с учетом резервных
ячеек в варианте 2

Наименование
Длина, км Мощность АТ, МВ.А
Капиталовложения, тыс. руб. в ценах 2000 г.
Коэфф. учета неучтенных затрат
Капиталовложения, млн. руб./% в тек. ценах 1 кв. 2013 г.
Вариант 1 (новая ПС Ижевск - вариант ОТР в исполнении КРУЭ)
АТ 220/110 кВ
2 x 125
21526
1,22
314,6
выключатели 220 кВ КРУЭ (ПС Ижевск)
7
22560
1,22
1153,8
выключатели 110 кВ КРУЭ (ПС Ижевск)
23
10340
1,22
1737,6
выключатели 110 кВ ОРУ (ПС Дерябинская)
2
6580
1,22
96,2
ИТОГО
3302,1
101,7
Вариант 2 (новая ПС Ижевск в исполнении КРУЭ и замена оборудования 110 кВ на сущ. ПС 110кВ Дерябинская, с учетом резерва на 4 присоединения)
АТ 220/110 кВ
2 x 125
21526
1,22
314,6
выключатели 220 кВ КРУЭ (ПС Ижевск)
7
22560
1,22
1153,8
выключатели 110 кВ КРУЭ (ПС Ижевск)
14
10340
1,22
1057,7
выключатели 110 кВ ОРУ (ПС Дерябинская)
15
6580
1,22
721,1
ИТОГО
3247,2
100,0

Ежегодные расходы на текущее эксплуатационное обслуживание вновь сооружаемых объектов определены по укрупненным нормативам отчислений в процентах от их стоимости:
- силовое электрооборудование и распределительные устройства напряжением свыше 150 кВ - 4,9%;
- силовое электрооборудование и распределительные устройства напряжением ниже 150 кВ - 5,9%.
При определении суммарных дисконтированных затрат по вариантам, в соответствии с действующими Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов, амортизационные отчисления не учитывались.
Дисконтирование стоимостных показателей выполнено при ставке сравнения 12%.
Выбор рекомендуемого варианта выполнен на основе определения по рассматриваемым вариантам суммарных дисконтированных затрат за расчетный период 20 лет, включающий в себя годы строительства и нормальной эксплуатации объектов.
Результаты технико-экономического сравнения вариантов приведены в таблицах 4.3 - 4.6.

Таблица 4.3. Результаты технико-экономического сравнения
вариантов реконструкции ПС 220 кВ Ижевск

Наименование показателей
Варианты
1
2
2 с учетом резервных ячеек
Всего капиталовложений по схеме, млн. руб.
3302
3000
3247
То же в %
110
100
-
102
-
100
в том числе:

ПС 110 кВ
1834
1532
1779
ПС 220 кВ
1468
1468
1468
Расходы по эксплуатации и обслуживанию объектов (без амортизации) за расчетный период, всего, млн. руб.
2666
2402
2618
в том числе:

ПС 110 кВ
1601
1337
1553
ПС 220 кВ
1065
1065
1065
Суммарные дисконтированные затраты по варианту (ставка дисконта 12%), млн. руб.
2600
2357
2556
То же в %
110
100
-
102
-
100

Технико-экономическое сравнение вариантов показало, что вариант 2 является более экономичным даже с учетом установки двух резервных выключателей 110 кВ в РУ 110 кВ ПС Ижевск и Дерябинская.
Кроме того, в данном варианте образуется новый центр питания 110 кВ, появляется возможность подключения новых потребителей.
Таким образом, к реализации рекомендуется вариант 2 реконструкции ПС 220 кВ Ижевск на этапе 2020 г.

Таблица 4.4. Расчет дисконтированных затрат по варианту
1 реконструкции ПС 220 кВ Ижевск

(в текущих ценах 1 кв. 2013 г.)
Наименование
Годы строительства и эксплуатации
Все о за расчетный период
2013
2014
201 5
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Всего капиталовложений по схеме, млн. руб.
3302,2
0,0
0,0
0,0
0,0
660,4
1320,9
1320,9
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
в том числе:

ПС 110 кВ
1833,8

0,0
0,0
0,0
366,8
733,5
733,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ПС 220 кВ
1468,4

0,0
0,0
0,0
293,7
587,4
587,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Нормы ежегодных отчислений на ремонты и техническое обслуживание (без амортизации), %:









ПС 110 кВ
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
ПС 220 кВ
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
Годовые расходы по эксплуатации и обслуживанию объектов (без амортизации), всего, млн. руб.
2666,2
0,0
0,0
0,0
0,0
36,0
108,1
180,1
180,1
180,1
180,1
180,1
180, 1
180, 1
180, 1
180, 1
180, 1
180, 1
180, 1
180, 1
180, 1
в том числе:









ПС 110 кВ
1601,3

0,00
0,00
0,00
21,64
64,92
108,19
108,19
108,19
108,19
108,19
108,19
108,19
108,19
108,19
108,19
108,19
108,19
108,19
108,19
ПС 220 кВ
1064,9

0,00
0,00
0,00
14,39
43,17
71,95
71,95
71,95
71,95
71,95
71,95
71,95
71,95
71,95
71,95
71,95
71,95
71,95
71,95
Суммарные недисконтированные затраты по варианту, млн. руб.
5968,4
0,0
0,0
0,0
0,0
696,5
1429,0
1501,0
180, 1
180, 1
180, 1
180,1
180, 1
180, 1
180, 1
180, 1
180, 1
180, 1
180, 1
180, 1
180, 1
Коэффициент дисконтирования при ставке сравнения 12%

1
0,893
0,797
0,712
0,636
0,567
0,507
0,45 2
0,40 4
0,36 1
0,322
0,28 7
0,25 7
0,22 9
0,20 5
0,18 3
0,16 3
0,14 6
0,13 0
0,11 6
Суммарные дисконтированные затраты по варианту, млн. руб.
2600,2
0,0
0,0
0,0
0,0
442,6
810,8
760,5
81,5
72,8
65,0
58,0
51,8
46,2
41,3
36,9
32,9
29,4
26,2
23,4
20,9

Таблица 4.5. Расчет дисконтированных затрат по варианту
2 реконструкции ПС 220 кВ Ижевск

(в текущих ценах 1 кв. 2013 г.)
Наименование
Годы строительства и эксплуатации
Всего за расчетный период
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Всего капиталовложений по схеме, млн. руб.
3000,0
0,0
0,0
0,0
0,0
600,0
1200,0
1200,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
в том числе:


ПС 110 кВ
1531,6

0,0
0,0
0,0
306,3
612,6
612,6
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ПС 220 кВ
1468,4

0,0
0,0
0,0
293,7
587,4
587,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Нормы ежегодных отчислений на ремонты и техническое обслуживание (без амортизации), %:









ПС 110 кВ
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
ПС 220 кВ
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
Годовые расходы по эксплуатации и обслуживанию объектов (без амортизации), всего, млн. руб.
2402,3
0,0
0,0
0,0
0,0
32,5
97,4
162,3
162,3
162,3
162,3
162,3
162,3
162,3
162,3
162,3
162,3
162,3
162,3
162,3
162,3
в том числе:









ПС 110 кВ
1337,4

0,00
0,00
0,00
18, 07
54,22
90,36
90, 36
90, 36
90, 36
90, 36
90, 36
90, 36
90,36
90, 36
90, 36
90, 36
90, 36
90,36
90,36
ПС 220 кВ
1064,9

0,00
0,00
0,00
14, 39
43,17
71,95
71, 95
71, 95
71, 95
71, 95
71, 95
71, 95
71,95
71, 95
71, 95
71, 95
71, 95
71,95
71,95
Суммарные недисконтированные затраты по варианту, млн. руб.
5402,3
0,0
0,0
0,0
0,0
632,5
1297,4
1362,3
162,3
162,3
162,3
162,3
162,3
162,3
162,3
162,3
162,3
162,3
162,3
162,3
162,3
Коэффициент дисконтирования при ставке сравнения 12%

1
0,893
0,797
0,712
0,636
0,567
0,507
0,452
0,404
0,361
0,322
0,287
0,257
0,229
0,205
0,183
0,163
0,146
0,130
0,116
Суммарные дисконтированные затраты по варианту, млн. руб.
2356,5
0,0
0,0
0,0
0,0
401,9
736,2
690,2
73,4
65,6
58,5
52,3
46,7
41,7
37,2
33,2
29,7
26,5
23,6
21,1
18,8

Таблица 4.6. Расчет дисконтированных затрат по варианту
2 реконструкции ПС 220 кВ Ижевск с учетом резервных ячеек

(в текущих ценах 1 кв. 2013 г.)
Наименование
Годы строительства и эксплуатации
Всего за расчетный период
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Всего капиталовложений по схеме, млн. руб.
3247,2
0,0
0,0
0,0
0,0
649,4
1298,9
1298,9
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
в том числе:


ПС 110 кВ
1778,8

0,0
0,0
0,0
355,8
711,5
711,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ПС 220 кВ
1468,4

0,0
0,0
0,0
293,7
587,4
587,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Нормы ежегодных отчислений на ремонты и техническое обслуживание (без амортизации), %:









ПС 110 кВ
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
ПС 220 кВ
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
Годовые расходы по эксплуатации и обслуживанию объектов (без амортизации), всего, млн. руб.
2618,1
0,0
0,0
0,0
0,0
35,4
106,1
176,9
176,9
176,9
176,9
176,9
176,9
176,9
176,9
176,9
176,9
176,9
176,9
176,9
176,9
в том числе:









ПС 110 кВ
1553,2

0,00
0,00
0,00
20,99
62,97
104,95
104,95
104,95
104,95
104,95
104,95
104,95
104,95
104,95
104,95
104,95
104,95
104,95
104,95
ПС 220 кВ
1064,9

0,00
0,00
0,00
14,39
43,17
71,95
71,95
71,95
71,95
71,95
71,95
71,95
71,95
71,95
71,95
71,95
71,95
71,95
71,95
Суммарные недисконтированные затраты по варианту, млн. руб.
5865,3
0,0
0,0
0,0
0,0
684,8
1405,0
1475,8
176,9
176,9
176,9
176,9
176,9
176,9
176,9
176,9
176,9
176,9
176,9
176,9
176,9
Коэффициент дисконтирования при ставке сравнения 12%

1
0,893
0,797
0,712
0,636
0,567
0,507
0,452
0,404
0,361
0,322
0,287
0,257
0,229
0,205
0,183
0,163
0,146
0,130
0,116
Суммарные дисконтированные затраты по варианту, млн. руб.
2555,8
0,0
0,0
0,0
0,0
435,2
797,2
747,7
80,0
71,4
63,8
57,0
50,9
45,4
40,5
36,2
32,3
28,9
25,8
23,0
20,5

ПС 110 кВ Мартьяны с заменой провода АС 95 на ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь
В период 2019 - 2023 гг. в г. Ижевске намечается ввод ПС 110 кВ Мартьяны для подключения новых потребителей. ПС 110 кВ Мартьяны планируется подключить отпайками между ПС 110 кВ Нефтемаш и ПС 110 кВ Смирново к двум цепям ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь. С вводом новой ПС 110 кВ Мартьяны настоящей работой рекомендуется заменить провод на ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь сечением АС 95 на участке от ПС 110 кВ Нефтемаш до ПС 220/110 кВ Позимь на провод из композитного материала сечением 95 мм2.
Для обоснования необходимости замены провода выполнены расчеты режимов работы сети 110 кВ и выше г. Ижевска в паводок 2018 г. (МДП "Урал - Запад") с учетом опережающего ввода ПС 110 кВ Мартьяны (нагрузка принята в размере 10 МВт) и без учета данной подстанции (рисунки 4.33 - 4.36).
Загрузка каждой цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь в нормальном режиме работы в паводок 2018 г. без учета ПС 110 кВ Мартьяны составит 217 А (66%), при отключении одной цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь загрузка второй - 281 А (85%). С учетом подключения ПС 110 кВ Мартьяны (нагрузка учтена на ПС 110 кВ Нефтемаш) загрузка каждой цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь составит 221 А (67%), а при отключении одной цепи загрузка второй - 288 А (87%).
В связи с высокой загрузкой ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь, учетом возможного роста существующих нагрузок Ижевского энергоузла в 2019 - 2023 гг. и подключением новой ПС 110 кВ Мартьяны к указанной ВЛ 110 кВ рекомендуется выполнить замену провода АС 95 на ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь на провод из композитного материала сечением 95 мм2 в 2019 - 2023 гг.
План-схема и схема соединений электрических сетей 110 кВ и выше Ижевского энергоузла на период до 2018 г. с перспективой до 2023 г. представлена в книге 1, том 1, на чертежах Д0128-ППД-ЭСС л. 2 и Д0128-ППД-ЭСС л. 4 соответственно. План-схема электрических сетей 110 кВ и выше города Ижевска на период до 2018 г. с перспективой до 2023 г. представлена в книге 1, том 1, на чертеже Д0128-ППД-ЭСС л. 3.

Рисунок 4.33. Нормальный режим работы в паводок 2018 г.

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.34. Паводок 2018 г. Отключение
одной цепи ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.35. Нормальный режим работы в паводок 2018 г.
с учетом опережающего ввода ПС 110 кВ Мартьяны

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.36. Паводок 2018 г. с учетом опережающего
ввода ПС 110 кВ Мартьяны. Отключение одной цепи ВЛ 110 кВ
Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь

Рисунок не приводится.

5. Обоснование развития электрических
сетей 110 кВ Глазовского энергоузла

Как показал анализ существующего состояния электроснабжения Глазовского энергоузла (книга 1, том 1) наиболее проблематичным является обеспечение надежного электроснабжения транзита 110 кВ Балезино - Оверята.
В настоящей работе выполнено обоснование необходимости усиления данного транзита.
Основным потребителем транзита 110 кВ Балезино - Оверята является Пермская дистанция электроснабжения ОАО "РЖД".
Поскольку к электроснабжению потребителей железнодорожного транспорта предъявляются повышенные требования по надежности, то при обосновании схемы усиления сети рассматривались, в том числе, режимы отключения двух элементов сети.
Результаты расчетов нормальных и наиболее тяжелых послеаварийных режимов работы рассматриваемого транзита 110 кВ на этап 2015 г. без усиления сети приведены на рисунках 5.1 - 5.4. В расчетах принято существующее нормальное секционирование транзита на подстанции Зюкай (ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма и Зюкай - Верещагино).
Анализ результатов расчетов показал, что в нормальных и послеаварийных режимах (в том числе в режимах отключения N-2) загрузка элементов сети 110 - 220 кВ находится в допустимых пределах. В некоторых режимах загрузка ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская и ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва достигает 90%. При этом наблюдается острый дефицит реактивной мощности и низкие уровни напряжения на шинах 110 кВ подстанций транзита:
- в нормальном режиме напряжение на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Зюкай составляет 107 кВ;
- в послеаварийном режиме отключения одной цепи ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская напряжение на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Зюкай составляет 100 кВ, на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Григорьевская - 102 кВ;
- в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Балезино - Пибаньшур и ВЛ 110 кВ Балезино - Сегедур напряжение на шинах 110 кВ подстанций транзита снижается до 83 кВ, что недопустимо;
- в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская и ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва или двух СШ 110 кВ на ПС 110 кВ Оверята пропитать нагрузку рассматриваемого транзита по ВЛ 110 кВ Балезино - Пибаньшур и ВЛ 110 кВ Балезино - Сегедур не удается (параметры режима выходят из области допустимых значений).
Расчеты показали, что замыкание транзита 110 кВ Звездная - Пызеп - Сегедур для поддержания напряжения в послеаварийных режимах неэффективно:
- в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Балезино - Пибаньшур и ВЛ 110 кВ Балезино - Сегедур при МДП в сечении "Урал - Запад" напряжение на шинах 110 кВ подстанций транзита повышается на 10 кВ (рисунок 5.5). Однако в том же послеаварийном режиме при МДП в сечении "Запад - Урал" (рисунок 5.6) возможна перегрузка ВЛ 110 кВ Звездная - Карсовай (расчетный ток 525 А, для сечения АС-120 Iдоп. = 503 А);
- в послеаварийном режиме отключения двух СШ 110 кВ на ПС 110 кВ Оверята пропитать нагрузку транзита по ВЛ 110 кВ Балезино - Пибаньшур и ВЛ 110 кВ Балезино - Сегедур не удается (параметры режима выходят из области допустимых значений).
Для обеспечения допустимых уровней напряжения на рассматриваемом транзите рассмотрены следующие варианты:
Вариант 1 - установка источников реактивной мощности;
Вариант 2 - сооружение двухцепной ВЛ 110 кВ Апрельская - Зюкай протяженностью около 40 км и установка источников реактивной мощности (рисунок 5.9).

Вариант 1
В качестве источников реактивной мощности рассмотрена установка БСК 110 кВ на подстанциях Кузьма и Зюкай и, как альтернатива, установка БСК 6 (10) кВ у потребителей (с распределением их на подстанциях транзита).
Из расчетов следует, что для поддержания напряжения на шинах 110 кВ подстанций транзита на допустимом уровне в наиболее тяжелом послеаварийном режиме отключения двух СШ 110 кВ на ПС 110 кВ Оверята в зимний максимум нагрузки 2015 г. необходима установка БСК 6 (10) или БСК 110 кВ суммарной мощностью около 105 Мвар (рисунки 5.7 - 5.8).
Как показали расчеты, установка распределенной мощности БСК 6 (10) кВ и установка БСК 110 кВ той же суммарной мощностью имеет одинаковый эффект по повышению напряжения в нормальных и послеаварийных режимах.
Для варианта 1 снижение потерь активной мощности за счет установки БСК составляет 0,7 МВт. Отметим, что по условиям оптимизации потерь активной мощности в рассматриваемой сети 110 кВ и выше установка БСК мощностью более 20 Мвар на подстанции Зюкай и БСК 20 Мвар на подстанции Кузьма нецелесообразна (таблица 5.1).

Таблица 5.1. Зависимость потерь активной мощности в сети
110 кВ и выше от мощности БСК для варианта 1. Зимний
максимум нагрузки 2015 г.

Мощность (номинальная) БСК на подстанции Кузьма, Мвар
Мощность (номинальная) БСК на подстанции Зюкай, Мвар
Уровни напряжения на шинах 110 кВ подстанций, кВ
Изменение потерь активной мощности в сети 110 кВ и выше, МВт <*>
Балезино
Кузьма
Зюкай
Оверята
-
-
120
115
107
115
0,00
10
-
121
117
107
115
-0,28
15
-
122
119
107
115
-0,33
20
-
123
121
107
115
-0,33
25
-
123
122
107
115
-0,26
30
-
124
124
107
115
-0,12
40
-
125
127
107
115
0,39
-
10
120
115
109
115
-0,26
-
20
120
115
111
115
-0,37
-
25
120
115
112
116
-0,36
-
30
120
115
113
116
-0,31
-
40
118
113
115
116
-0,15
-
50
118
113
117
116
0,20
-
60
118
113
120
117
0,80
20
20
123
121
111
115
-0,70

--------------------------------
<*> Примечание. Снижение потерь активной мощности указано со знаком "-".

Вариант 2
Анализ результатов расчетов по варианту 2 показал, что в наиболее тяжелом послеаварийном режиме отключения двух цепей ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская или двух СШ 110 кВ на ПС 110 кВ Оверята напряжения на шинах 110 кВ подстанций транзита снижается до 95 кВ (рисунок 5.10).
Установка БСК 110 кВ мощностью 30 Мвар (генерируемой при напряжении 110 кВ) на подстанции Зюкай или распределенная установка БСК 6 (10) кВ на подстанциях транзита в данном режиме позволит поднять напряжение в сети 110 кВ до 109 кВ (рисунок 5.11).
При сооружении ВЛ 110 кВ Апрельская - Зюкай возможно сохранение существующих точек секционирования транзита, а также перенос точки секционирования на ПС 110 кВ Кузьма (ВЛ 110 кВ Кузьма - Верещагино и Кузьма - Зюкай).
Также отметим, что в данном варианте снижается загрузка ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская и ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва:
- в нормальном режиме загрузка составляет 25% от допустимого значения;
- в послеаварийных режимах загрузка не превышает 50% от допустимого значения.
Для варианта 2 снижение потерь активной мощности при установке БСК на подстанции Зюкай мощностью 30 Мвар составляет величину до 3,7 МВт (таблица 5.2).

Таблица 5.2. Зависимость потерь активной мощности в сети
110 кВ и выше от мощности БСК для варианта 2. Зимний
максимум нагрузки 2015 г.

Мощность (номинальная) БСК на подстанции Зюкай, Мвар
Уровни напряжения на шинах 110 кВ подстанций, кВ
Изменение потерь активной мощности в сети 110 кВ и выше, МВт <*>
Балезино
Кузьма
Зюкай
Оверята
При существующем секционировании транзита
-
120
115
113
116
-2,16
10
120
115
113
116
-2,27
20
120
115
114
116
-2,32
30
120
115
115
116
-2,39
40
120
115
116
116
-2,42
50
120
115
117
117
-2,38
При секционировании транзита на подстанции Кузьма (ВЛ 110 кВ Кузьма - Верещагино и Кузьма - Зюкай)
-
121
118
112
115
-3,51
10
121
118
112
116
-3,66
20
121
118
113
116
-3,75
30
121
118
114
116
-3,78
40
121
118
115
116
-3,80
50
121
118
116
116
-3,81

--------------------------------
<*> Примечание. Снижение потерь активной мощности указано со знаком "-".
Отметим, что сооружение новой ВЛ 110 кВ Апрельская - Зюкай обеспечивает дополнительный независимый источник мощности для потребителей транзита 110 кВ Балезино - Оверята, что повышает надежность электроснабжения транзита не только в нормальном режиме, но и в период проведения ремонтных кампаний.

Рисунок 5.1. Нормальный режим работы транзита 110 кВ
Балезино - Оверята в зимний максимум нагрузки 2015 г.
МДП в сечении "Урал - Запад"

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.2. Зимний максимум нагрузки 2015 г. Отключение
одной цепи ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская.
МДП в сечении "Урал - Запад"

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.3. Зимний максимум нагрузки 2015 г.
Отключение ВЛ 110 кВ Балезино - Пибаньшур.
МДП в сечении "Урал - Запад"

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.4. Зимний максимум нагрузки 2015 г.
Отключение ВЛ 110 кВ Балезино - Пибаньшур и ВЛ 110 кВ
Балезино - Сегедур. МДП в сечении "Урал - Запад"

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.5. Зимний максимум нагрузки 2015 г.
Отключение ВЛ 110 кВ Балезино - Пибаньшур и ВЛ 110 кВ
Балезино - Сегедур с учетом замыкания транзита 110 кВ
Звездная - Сегедур. МДП в сечении "Урал - Запад"

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.6. Зимний максимум нагрузки 2015 г.
Отключение ВЛ 110 кВ Балезино - Пибаньшур и ВЛ 110 кВ
Балезино - Сегедур с учетом замыкания транзита 110 кВ
Звездная - Сегедур. МДП в сечении "Запад - Урал"

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.7. Зимний максимум нагрузки 2015 г. с учетом
установки БСК 110 кВ на ПС 110 кВ Кузьма мощностью 45 Мвар
и на ПС 110 кВ Зюкай мощностью 60 Мвар. Отключение двух
СШ 110 кВ на ПС 110 кВ Оверята. МДП в сечении "Урал - Запад"

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.8. Зимний максимум нагрузки 2015 г. с учетом
распределенной установки на транзите БСК 6 (10) кВ
суммарной мощностью 105 Мвар. Отключение двух СШ 110 кВ
на ПС 110 кВ Оверята. МДП в сечении "Урал - Запад"

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.9. Нормальный режим работы транзита 110 кВ
Балезино - Оверята с учетом ввода ВЛ 110 кВ
Апрельская - Зюкай в зимний максимум
нагрузки 2015 г. МДП в сечении "Урал - Запад"

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.10. Зимний максимум нагрузки 2015 г. с учетом
ввода ВЛ 110 кВ Апрельская - Зюкай и установки на ПС 110 кВ
Зюкай БСК 110 кВ мощностью 30 Мвар. Отключение двух
СШ 110 кВ на ПС 110 кВ Оверята. МДП в сечении "Урал - Запад"

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.11. Зимний максимум нагрузки 2015 г. с учетом
ввода ВЛ 110 кВ Апрельская - Зюкай и установки на ПС 110 кВ
Зюкай БСК 110 кВ мощностью 30 Мвар. Отключение двух
СШ 110 кВ на ПС 110 кВ Оверята. МДП в сечении "Урал - Запад"

Рисунок не приводится.

Технико-экономическое сравнение вариантов усиления транзита 110 кВ Балезино - Оверята
В настоящей работе выполнено технико-экономическое сравнение двух вариантов усиления транзита 110 кВ Балезино - Оверята, подробное описание которых приведено выше.
Рассматриваемые варианты обеспечивают нормативный уровень надежности схемы, но различаются физическими объемами строительства объектов и стоимостными показателями.
При расчете суммарных затрат за расчетный период учтены капитальные вложения в строительство (в ценах 1 квартала 2013 г.) и эксплуатационные расходы по текущему обслуживанию сооружаемых объектов электрических сетей (линий электропередачи и подстанций).
Капиталовложения в строительство электросетевых объектов определялись по "Укрупненным стоимостным показателям линий электропередачи и подстанций напряжением 35 - 1150 кВ" (324 тм-т 1, Москва, 2012 г.) и приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.3. Оценка капиталовложений по вариантам усиления
транзита 110 кВ Балезино - Оверята

Наименование
Длина, км Мощность БСК, Мвар
Капиталовложения, тыс. руб.
Коэфф. учета неучтенных затрат
Капиталовложения, млн. руб. в тек. ценах
Вариант 1
БСК 10 кВ (9 x 12 Мвар)
9 x 12
3290
1,22
216,3
выключатели 10 кВ
9
658
1,22
43,3
ИТОГО
259,6
100
Вариант 2
БСК 110 кВ (30 Мвар)
30
3835,2
1,22
28,0
выключатели 110 кВ
5
6580
1,22
240,4
ВЛ 110 кВ Апрельская - Зюкай
2 x 40
1495
1,20
430,8
ИТОГО
699,2
269

Ежегодные расходы на текущее эксплуатационное обслуживание вновь сооружаемых объектов определены по укрупненным нормативам отчислений в процентах от их стоимости:
- воздушные линии электропередачи - 0,8%;
- силовое электрооборудование и распределительные устройства напряжением ниже 150 кВ - 5,9%.
При определении суммарных дисконтированных затрат по вариантам, в соответствии с действующими Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов, амортизационные отчисления не учитывались.
Дисконтирование стоимостных показателей выполнено при ставке сравнения 12%.
Выбор рекомендуемого варианта выполнен на основе определения по рассматриваемым вариантам суммарных дисконтированных затрат за расчетный период 20 лет, включающий в себя годы строительства и нормальной эксплуатации объектов.
Результаты технико-экономического сравнения вариантов приведены в таблицах 5.4 - 5.6.

Таблица 5.4. Результаты технико-экономического сравнения вариантов усиления транзита 110 кВ Балезино - Оверята

Наименование показателей
Варианты
1
2
Всего капиталовложений по схеме, млн. руб.
260
699
То же в %
100
269
в том числе:
ВЛ 110 кВ
0
431
оборудование 10, 110 кВ
260
268
Расходы по эксплуатации и обслуживанию объектов (без амортизации) за расчетный период, всего, млн. руб.
146
271
в том числе:
ВЛ 110 кВ
0
62
оборудование 10, 110 кВ
146
209
Суммарные дисконтированные затраты по варианту (ставка дисконта 12%), млн. руб.
291
673
То же в %
100
232
Дополнительные затраты по варианту в связи с потерями, млн.руб.
260
0
Суммарные дисконтированные затраты с учетом потерь, млн. руб.
551
673
То же в %
100
122

Результаты технико-экономического сравнения вариантов показали, что вариант 1 существенно дешевле по общим капиталовложениям варианта 2 - в 2,5 раза, однако по дисконтированным затратам в связи с большими потерями в сети 110, 220 кВ вариант 1 экономичнее варианта 2 в 0,2 раза. Величина потерь электрической энергии в сети 110, 220 кВ играет большую роль в затратах, так как тариф на оплату технологических потерь постоянно возрастает и тем самым ухудшает технико-экономические показатели варианта 1.
Несмотря на большую величину затрат, вариант 2 является более предпочтительным, так как сооружение новой ВЛ 110 кВ Апрельская - Зюкай обеспечивает дополнительный независимый источник мощности для потребителей транзита 110 кВ Балезино - Оверята, оптимизируются потери активной мощности.
Таким образом, к реализации рекомендуется вариант 2, по которому с учетом сроков проектирования и строительства рекомендуется:
- на этапе 2014 г. установить на ПС 110 кВ Зюкай БСК 110 кВ мощностью 30 Мвар;
- на этапе 2016 г. строительство двухцепной ВЛ 110 кВ Апрельская - Зюкай протяженностью около 40 км.

Таблица 5.5. Расчет дисконтированных затрат по варианту 1 усиления транзита 110 кВ Балезино - Оверята

(в текущих ценах 1 кв. 2013 г.)
Наименование
Годы строительства и эксплуатации
Всего за расчетный период
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Всего капиталовложений по схеме, млн. руб.
259,6
129,8
0,0
129,8
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
в том числе:


оборудование 10 кВ
259,6
129,8
0,0
129,8
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Нормы ежегодных отчислений на ремонты и техническое обслуживание (без амортизации), %:









оборудование 10 кВ
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
Годовые расходы по эксплуатации и обслуживанию объектов (без амортизации), всего, млн. руб.
145,5
7,7
0,0
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
в том числе:









оборудование 10 кВ
145,5
7,66
0,00
7,66
7,66
7,66
7,66
7,66
7,66
7,66
7,66
7,66
7,66
7,66
7,66
7,66
7,66
7,66
7,66
7,66
7,66
Суммарные недисконтированные затраты по варианту, млн. руб.
405,1
137,5
0,0
137,5
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
Коэффициент дисконтирования при ставке сравнения 12%

1
0,893
0,797
0,712
0,636
0,567
0,507
0,452
0,404
0,361
0,322
0,287
0,257
0,229
0,205
0,183
0,163
0,146
0,130
0,116
Суммарные дисконтированные затраты по варианту, млн. руб.
290,5
137,5
0,0
109,6
5,5
4,9
4,3
3,9
3,5
3,1
2,8
2,5
2,2
2,0
1,8
1,6
1,4
1,2
1,1
1,0
0,9
Дополнительные потери мощности в электрических сетях, МВт
54,0

1,5
1,5
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
Тариф на оплату нормативных технологических потерь электроэнергии в 2013 г., руб./кВт.ч
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
1,849
Дополнительные затраты на выработку электроэнергии в связи с увеличением потерь мощности в электрической сети, млн. руб./год
718,9

20
20
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
Суммарные дисконтированные затраты по варианту, млн. руб.
550,9
137,46
17,83
125,50
33,88
30,25
27,01
24,11
21,53
19,22
17,16
15,32
13,68
12,22
10,91
9,74
8,70
7,76
6,93
6,19
5,53

Таблица 5.6. Расчет дисконтированных затрат по варианту
2 усиления транзита 110 кВ Балезино - Оверята

(в текущих ценах 1 кв. 2013 г.)
Наименование
Годы строительства и эксплуатации
Всего за расчетный период
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Всего капиталовложений по схеме, млн. руб.
699,2
76,1
0,0
623,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
в том числе:


ВЛ 110 кВ
430,8

0,0
430,8
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
оборудование 10, 110 кВ
268,4
76,1
0,0
192,3
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Нормы ежегодных отчислений на ремонты и техническое обслуживание (без амортизации), %:









ВЛ 110 кВ
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
оборудование 10, 110 кВ
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
5,9
Годовые расходы по эксплуатации и обслуживанию объектов (без амортизации), всего, млн. руб.
270,7
4,5
0,0
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
в том числе:









ВЛ 110 кВ
62,0
0,00
0,00
3,45
3,45
3,45
3,45
3,45
3,45
3,45
3,45
3,45
3,45
3,45
3,45
3,45
3,45
3,45
3,45
3,45
3,45
оборудование 10, 110 кВ
208,7
4,49
0,00
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
11,35
Суммарные недисконтированные затраты по варианту, млн. руб.
969,9
80,6
0,0
637,9
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
14,8
Коэффициент дисконтирования при ставке сравнения 12%

1
0,893
0,797
0,712
0,636
0,567
0,507
0,452
0,404
0,361
0,322
0,287
0,257
0,229
0,205
0,183
0,163
0,146
0,130
0,116
Суммарные дисконтированные затраты по варианту, млн. руб.
673,1
80,6
0,0
508,5
10,5
9,4
8,4
7,5
6,7
6,0
5,3
4,8
4,3
3,8
3,4
3,0
2,7
2,4
2,2
1,9
1,7


------------------------------------------------------------------