2.10. Состав существующих электростанций в Бурятской энергосистеме

На территории республики расположены электростанции различных форм собственности с суммарной установленной мощностью 1303,17 МВт:

1. Филиал ОАО "ОГК-3" – "Гусиноозерская ГРЭС" с установленной мощностью 1100 МВт (блок №4 установленной мощностью 180 МВт находится в реконструкции до 31.12.2011 г. (с возможностью переноса срока ввода 31.12.2012 г.);

2. Филиал ОАО "ТГК-14" – "Генерация Бурятии" имеющая в составе

- Улан-Удэнскую ТЭЦ-1 с установленной мощностью 148,77 МВт (в марте 2011 г. завершен монтаж, проведены испытания и произведена перемаркировка с изменением действующих характеристик турбоагрегата Р-70-90-2,3 ст.№7 с увеличением установленной мощности с 70 МВт до 98,37 МВт, с изменением типа турбины на Тп-100/110-8,8),

- Улан-Удэнскую ТЭЦ-2 и Тимлюйскую ТЭЦ, не имеющих генерации электроэнергии,

3. ТЭЦ Селенгинского ЦКК с установленной мощностью 36 МВт (работает по технологии производства основной продукции).

4. Дизельные электростанции Филиала ОАО «МРСК Сибири» «Бурятэнерго» 18,4 МВт (находятся в консервации, используются в ремонтных и аварийных ситуациях).

2.18. Основные внешние электрические связи Бурятской энергосистемы

Южная часть энергосистемы граничит:

Южная часть энергосистемы граничит:

с Иркутской энергосистемой по линиям:

• ВЛ 500 кВ Гусиноозёрская ГРЭС – Ключи (ВЛ-582) (временно работает на напряжение 220 кВ);

• ВЛ 220 кВ Мысовая – Байкальск с отпайкой на ПС Переёмная (МБ-273);

• ВЛ 220 кВ Выдрино – БЦБК (ВБ-272);

• КЗМ-135 (ВЛ 110 кВ Култук – Зун-Муpино).

с Забайкальской энергосистемой по линиям:

• ВЛ 500 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Петровск-Забайкальский (ВЛ-583) (временно работает на напряжение 220 кВ);

• ВЛ 220 кВ Кижа – Петровск-Забайкальский (КПЗ-283);

• ВЛ 220 кВ Новоильинск – Петровск-Забайкальский (НПЗ-282-284);

• ВЛ 220 кВ Саган-Нур – Петровск-Забайкальский (СПЗ-262);

• СБ-123 (ВЛ 110кВ Сосново-Озерская – Беклемишево с отпайкой на ПС Грязнуха).

с Монгольской энергосистемой по линиям:

• ВЛ 220 кВ Селендума – Дархан I цепь (СД-257);

• ВЛ 220 кВ Селендума – Дархан II цепь (СД-258).

Северная часть энергосистемы граничит:

с Иркутской энергосистемой по линиям:

• ВЛ 220 кВ Улькан – Дабан (УД-32);

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

• ВЛ 110 кВ Мамаканская ГЭС – Таксимо с отпайками (4С).

с Забайкальской энергосистемой по линиям:

• ВЛ 220 кВ Таксимо – Куанда (ТК-47);

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

Глава 3. Особенности и проблемы функционирования энергосистемы на территории Республики Бурятия

Существующие проблемы и ограничения дальнейшего развития энергетики Республики Бурятия обусловлены как технологическими факторами, сдерживающими социально-экономическое развитие районов и Республики в целом, так и факторами структурного характера, осложняющими координацию хозяйственной деятельности предприятий энергетики на территории Республики Бурятия.

На территории Республики Бурятия существуют два энергорайона, расположенные на большом расстоянии друг от друга и не имеющих непосредственной электрической связи: «Южный» с потреблением 920 МВт (районы, прилегающие к транссибирской магистрали) и «Северный» с потреблением 108 МВт (вдоль трассы БАМ). Общее максимальное электропотребление Республики Бурятия зафиксировано в январе 2010 года и составило 1015 МВт (13 января 2010г. 13:00 мск.вр). Кроме того, через Бурятскую энергосистему осуществляется передача электроэнергии и мощности в Забайкальскую энергосистему до 290 МВт и энергосистему Монголии с максимально допустимым перетоком 175 МВт.

Существующее электропотребление Бурятии и прилегающих территорий в основном обеспечивается работой Гусиноозерской ГРЭС с установленной мощностью 1100 МВт и перетоком из Иркутской энергосистемы (по южной части до 470 МВт, по Северной части до 200 МВт). В целом на сегодняшний день баланс энергосистемы достаточен для нормального функционирования, однако имеются некоторые проблемы, в том числе:

1. Наличие дефицитных энергетических узлов:

Дефицитными энергетическими узлами в энергосистеме в настоящий момент являются: Бурятский участок БАМ, северная, восточная, центральная части Республики Бурятия и энергоузел города Улан-Удэ.

Проблема дефицитных энергетических узлов усугубится еще и тем, что в связи с дальнейшим развитием экономики Республики, вводом в эксплуатацию новых крупных промышленных предприятий и горно-обогатительных комбинатов уже к 2015 году ожидается значительный рост электропотребления (до 1160 МВт).

2.Недостаток пропускной способности электрических сетей для обеспечения передачи мощности в дефицитные энергоузлы в необходимых объемах:

- Иркутск – Бурятия (Север): максимально-допустимый переток (МДП) по ВЛ 220 кВ Киренга-Улькан (КУ-30), ВЛ 220 кВ Киренга- Кунерма (КК-31) составляет 200 МВт, эта величина уже фактически достигается в максимальных зимних режимах.

- отсутствие взаиморезервирования между Южным и Северным энергорайоном.

- отсутствие полноценного резерва от ОЭС Востока по Северной части энергосистем Республики Бурятия и Забайкальского края.

- МДП по ВЛ 110 кВ Мамаканская ГЭС – Таксимо с отпайками (4С) на ПС 220 кВ Таксимо составляет 55 МВт. Фактически, в зимних максимальных режимах, эта величина превышается из-за недостатка генерации в Бодайбинском энергорайоне Иркутской области, в связи с чем часто вводится кратковременный режим работы на вынужденном перетоке (до 65 МВт).

3. Надежность энергоснабжения регионов:

- низкая надежность электроснабжения г. Улан-Удэ и прилегающих районов республики (Иволгинский, Тарбагатайский, Заиграевский, Еравнинский, Баунтовский).

Низкая надёжность электроснабжения потребителей узла Районная – Северная – ТЭЦ-1 обусловлена отсутствием генерирующих мощностей на ТЭЦ-2. При повреждениях оборудования на ПС 220 кВ Районная по стороне 220 кВ или 110 кВ в послеаварийных режимах возможна посадка на «нуль» Улан-Удэнской ТЭЦ-1 и полное погашение всех потребителей, в том числе ответственных и социально значимых: города Улан-Удэ и пяти прилегающих к нему районов республики. Не предусматривать аварийные повреждения электрооборудования недопустимо и опасно, особенно в наших суровых климатических условиях и сроках службы оборудования 20 лет и более (на ПС 220 кВ Районная АТ-1 находится в эксплуатации с 1984 года, АТ- 2 – 1967 г., АТ-3 – 1983 г.).

- низкая надежность электроснабжения Баргузинского и Курумканского районов.

Питание осуществляется по одной ВЛ-110 кВ (порядка 320 км), нет возможности присоединения новых потребителей особой экономической зоны Байкала.

- низкая надежность электроснабжения Тункинского и Окинского районов.

Питание осуществляется по одной ВЛ-110 кВ (порядка 260 км), вследствие чего происходят частые отключения потребителей при отсутствии какого либо резерва.

- низкая надежность электроснабжения Хоринского, Кижингинского, Еравнинского и Баунтовского районов.

Питание осуществляется по одной ВЛ-110 кВ (порядка 600 км), без должного обеспечения качества электроэнергии. Нет возможности присоединения новых потребителей, а это основная доля всех перспективных потребителей (предприятия горнодобывающей промышленности и др.).

4. Высокие (низкие) уровни напряжений в электрических сетях (трудности с компенсацией избытков реактивной мощности и с обеспечением допустимых

уровней напряжения), недостаточные возможности по регулированию уровней напряжения:

- Южная часть Бурятской энергосистемы:

На весь весенне-летний период по инициативе Монгольской стороны выводится в резерв ВЛ 220 кВ Селендума-Дархан СД-257 (СД-258), для снижения уровней напряжения на ПС Дархан (Монголия) и ПС 220 кВ Селендума, при этом снижается надежность межгосударственного транзита.

Проблема высоких уровней напряжений усугубляется ещё и тем, что ТГ-4 Гусиноозерской ГРЭС не работает в режиме СК, так как производится его реконструкция на базе существующего статора АСТГ-200-2УЗ и нового ротора ТГВ-235-2МУЗ с сохранением существующего диапазона регулирования реактивной мощности и установленной мощностью 210 МВт. Плановый срок окончания реконструкции ТГ-4 – декабрь 2011г.

До этого момента в ночные часы весенне-летнего спада нагрузок ежедневно приходится длительно использовать шунтирующий реактор (ШРр-100) мощностью 100 МВар на ПС 220 кВ Районная, который не предназначен для длительного использования по условию охлаждения. А генераторы Гусиноозерской ГРЭС №2, 5, 6 (генераторы № 1, 3 не могут работать в режиме потребления реактивной мощности) будут вынуждены работать в режиме глубокого потребления реактивной мощности, так как шунтирующий реактор 100 МВар, установленный на шинах 110 кВ Гусиноозерской ГРЭС использоваться не может по следующим причинам:

1. При включении ШР-100 Гусиноозерской ГРЭС снижается напряжение на шинах собственных нужд станции до 5,6 кВ;

2. Дает значительную посадку напряжения (до 7 кВ) в прилегающей сети 110 кВ, отрегулировать напряжение на шинах 110 кВ Гусиноозерской ГРЭС посредством устройств РПН автотрансформаторов АТ-1,2 станции не возможно, по причине неисправности устройства РПН автотрансформатора АТ-2, ремонт которого запланирован станцией только в 2012г.;

3. При аварийном отключении АТ-1,2 Гусиноозерской ГРЭС (заведены под один выключатель) происходит выделение ШР-100 на ВЛ 110 кВ Гусиноозерская ГРЭС- Селендума с отпайкой на ПС Гусиное Озеро (ГС-106) с ограниченной пропускной способностью;

4. В ремонтных режимах возможен перегруз одного из автотрансформаторов Гусиноозерской ГРЭС, при выведенном в ремонт другом автотрансформаторе;

Кроме того, при отсутствии ТГ-4 необходима работа синхронного компенсатора ПС 220 кВ Районная – СК-50, состояние которого близко к неудовлетворительному, ежегодно в летний и зимний периоды находится в длительном ремонте. Существующие КУ на ПС 220 кВ Районная: СК-50, ШРр-100

более 30 лет находятся в эксплуатации, еще до реструктуризации энергетической отрасли готовился акт списания СК-50.

- Северная часть Бурятской энергосистемы:

В нормальных режимах наблюдаются уровни напряжения выше 252 кВ по причине недостаточного объёма СКРМ и их трёхфазного исполнения. В ремонтных схемах при переносе точки раздела на подстанции ОЭС Востока (Куанда, Чара, Хани, Юктали, Лопча, Хорогочи) ситуация с уровнями напряжения ещё более усугубляется, т.к. увеличивается протяжённость линии электропередачи (от Усть-Илимской ГЭС до ПС Хорогочи 1747 км).

Из-за неравномерной нагрузки перекосы напряжений по фазам достигают в нормальных режимах до 40 кВ, в аварийных - до 70 кВ. (до 60% потребителей занимает тяговая нагрузка). Отрегулировать напряжение трёхфазными ШР даже в нормальных режимах при таких перекосах невозможно. Снижать напряжение приходится отключением линий в резерв. Все ШР имеют значительный физический износ, срок их эксплуатации более 30 лет.

В зимних режимах нет СКРМ (кроме 2-х КБ на ПС Киренга мощностью по 3,3 МВАр) с генерацией реактивной мощности, в результате напряжение в сети 220 и 110 кВ снижается до минимально допустимых значений в нормальной схеме, при этом имеет место снижение запаса устойчивости электропередачи .

Синусоиду напряжений искажают вредные гармонические составляющие напряжения, обусловленные влиянием электротяги. В аварийных режимах одновременное отключение двух линий или одной, при выведенной в ремонт другой цепи, на любом участке между подстанциями: Киренга, Северобайкальск, Новый Уоян, Таксимо может привести в зимний период к погашению потребителей Бурятского участка БАМ и ЗАО «Витимэнерго». При этом защитой по минимальному напряжению потребителей ВСЖД производится отключение фидеров контактной сети. Для восстановления электроснабжения приходится делить сеть на участки, в противном случае при существующем объёме СКРМ происходит резкое повышение напряжения до 270 кВ.

Для эффективного регулирования напряжения на Бурятском участке БАМ необходима установка средств компенсации реактивной мощности (СКРМ), работающих как в режиме генерации, так и потребления с пофазным регулированием, т.к. все подстанции запитаны от консольной, очень протяженной двухцепной линии электропередачи 220 кВ с подвеской цепей на одни опоры.