При составлении программы развития электрических сетей на территории Республики Алтай были учтены:
СиПР ЕЭС России на 2016 - 2022 годы;
предложения Филиала ОАО "СО ЕЭС" Алтайское РДУ;
предложения Министерства регионального развития Республики Алтай.
Для обеспечения прогнозного потребления Республики Алтай по основному варианту 1 и обеспечения надежного электроснабжения существующих потребителей на территории Республики Алтай, а также создания возможности технологического присоединения новых (в частности ОЭЗ ТРТ "Долина Алтая"), в первую очередь необходимо выполнить усиление внешних связей с Бийским энергорайоном Алтайской энергосистемы. Для это требуется обеспечить строительство объектов электросетевого хозяйства 110 кВ. Ниже приведен объем строительства по годам:
2017 год:
- строительство ЛЭП 110 кВ от ПС 110/10 "Сибирская монета" до ПС 110/10 кВ "Манжерокская";
- реконструкция ПС 110 кВ "Манжерокская" с установкой секционного выключателя 110 кВ;
2018 год:
- строительство ЛЭП 110 кВ от ПС 110/10 "Сибирская монета" до ПС 110/10 кВ "Алтайская Долина".
Такая последовательность ввода объектов позволит обеспечить присоединение дополнительной нагрузки потребителей (ОЭЗ ТРТ "Долина Алтая", ГЛК "Манжерок"). Это дает возможность использования участка (3,8 км) существующей ВЛ 110 кВ "Сигнал" - "Манжерокская" (ВЛ СМ-1413) между опорами N 59 - N 75 при строительстве ЛЭП 110 кВ от ПС 110/10 "Сибирская монета" до ПС 110/10 кВ "Алтайская Долина", а также облегчит организацию строительства указанной ВЛ.
Анализ результатов расчетов электрических режимов, выполненных при разработке СиПР Республики Алтай в 2016 - 2020 гг. и в томе проектной документации "Расчеты электрических режимов прилегающей сети 110 кВ. Шифр 007К.ВВ.2015.480811.12.15-ЭЭС" (выполнен в рамках титула "Строительство ЛЭП 110 кВ от ПС 110/10 кВ "Алтайская Долина" до ПС 110/10 кВ "Сибирская монета". Строительство ЛЭП 110 кВ от ПС 110/10 кВ "Сибирская монета" до ПС 110/10 кВ "Манжерокская") показал, что предложенный объем развития сетей 110 кВ достаточен для обеспечения прогнозного потребления в нормальных схемах во всех рассматриваемых годах.
На основании проведенных изысканий при проектировании решение о возможности применения существующего участка ВЛ 110 кВ и очередность ввода объектов должны быть уточнены.
Также стоит отметить, что в связи с возможным повышением уровней напряжения в сети 110 кВ в летние периоды необходимо обеспечить работу Кош-Агачских СЭС в режиме потребления реактивной мощности, а также постоянную работу шунтирующего реактора на ПС 110 кВ "Кош-Агачская".
В настоящей работе разработаны мероприятия по развитию сетей 110 кВ, обеспечивающие покрытие потребления Республики Алтай по варианту 2 (оптимистическому), а также обеспечивающие выдачу мощности вновь вводимых объектов генерации по данным Министерства регионального развития Республики Алтай.
Дополнительно к мероприятиям для варианта 1 (базового) требуется развитие электрической сети напряжением 110 кВ на территории Республики Алтай, связанное со следующими основными факторами: обеспечение выдачи мощности объектов генерации, обеспечение присоединения новых потребителей.
К схемам выдачи мощности предъявляются следующие основные требования:
должна быть обеспечена выдача всей располагаемой мощности станции, в том числе и с учетом принципа N-1 (например, отключение одной из отходящих ВЛ). Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, утвержденные приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 года N 281;
при проектировании энергосистем при возмущении группы I в сети 110 кВ в нормальной схеме должна быть обеспечена устойчивость без применения противоаварийной автоматики. Методические указания по устойчивости энергосистем, утвержденные Приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 года N 277.
Ниже приведены предварительные варианты схем выдачи мощности каждого из объектов генерации.
Присоединение всех заявленных СЭС планируется к шинам 10 кВ ближайших ПС 110 кВ.
На ПС 110 кВ "Ининская" установлены силовые трансформаторы 110/10 кВ мощностью по 2,5 МВА каждый. Для обеспечения выдачи мощности, присоединяемой к шинам 10 кВ Ининской СЭС (25 МВт), потребуется реконструкция данной ПС, с заменой трансформаторов (Т-1, Т-2) на трансформаторы мощностью 25 МВА.
Присоединение ТЭС на газе в с. Майма к энергосистеме планируется к шинам 10 кВ ПС 110 кВ "Майминская" путем строительства четырех ЛЭП 10 кВ.
Точное количество и параметры ЛЭП 10 кВ, а также необходимость дополнительных мероприятий по обеспечению выдачи мощности генерирующих объектов, должны быть определены на этапе проектирования.
Для обеспечения выдачи мощности МГЭС Чибит потребуется строительство ПС 110 кВ "Чибитская" с заходом существующей двухцепной ВЛ 110 кВ "Ининская" - "Акташская" с образованием четырех новых ВЛ 110 кВ. Также потребуется дополнительное усиление сети 110 кВ от ПС 110 кВ "Ининская" в сторону ПС 110 кВ "Чергинская", т.к. аварийное отключение участка транзита 110 кВ ПС "Чергинская" - ПС "Ининская" приводит к ограничению выдачи мощности МГЭС Чибит.
Для обеспечения выдачи мощности МГЭС Мульта-1 требуется строительство ПС 110 кВ "Мультинская" со строительством ВЛ 110 кВ Усть-Коксинская - Мультинская и ВЛ 110 кВ Мультинская - Ининская.
Строительство ВЛ 110 кВ Усть-Коксинская - Мультинская и ВЛ 110 кВ Ининская - Мультинская кроме обеспечения выдачи мощности МГЭС Мульта-1, позволит повысить надежность электроснабжения потребителей указанных районов. Так, аварийное отключение участка транзита 110 кВ ПС "Чергинская" - ПС "Ининская" приводит к полному погашению Шебалинского, Онгудайского, Улаганского, Кош-Агачского районов, а транзита 110 кВ ПС "Чергинская" - ПС "Усть-Коксинская" к полному погашению Усть-Коксинского и Усть-Канского районов, даже с учетом работы МГЭС Чибит на выделенный район нагрузки.
В случае реализации всех перечисленных в таблицах 4.5 и 4.6 проектов, для обеспечения выдачи максимальной мощности потребуется установка дополнительных средств компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ для регулирования уровней напряжения (сезонного, суточного).