О СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ) НА 2017 - 2021 ГОДЫ

N
п/п

Предложение

Энергорайон
РС(Я)

Обоснование

1.

Установка автоматики ограничения снижения напряжения (далее - АОСН), действующих на отключение нагрузки потребителей электрической энергии на ПС 110 кВ Вилюйск, ПС 110 кВ Верхневилюйск

ЗЭР

В послеаварийном режиме после отключения ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241) в нормальной схеме в режиме зимнего максимума нагрузок (потребление ЗЭР - 600 МВт, потребление Вилюйского энергорайона - 59 МВт) напряжение на шинах 110 кВ ПС Вилюйского энергорайона снижается ниже аварийно допустимого (АДН) (88,55 кВ).

Для ввода параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений требуется ввод ГАО в объеме 12 МВт.

Реализация мероприятия по созданию устройства АОСН на ПС 110 кВ Вилюйск и ПС 110 кВ Верхневилюйск позволит исключить необходимость ввода (минимизировать объем) ГВО в ЗЭР РС(Я) в нормальной и ремонтных схемах для исключения снижения напряжения ниже АДН в послеаварийных режимах после нормативных возмущений.

Реализация данного мероприятия предусмотрена в следующих документах:

Письмо АО "СО ЕЭС" в Минэнерго России от 26.04.2016 N Н14-19-4944 "О режиме работы ЗЭР Якутской энергосистемы".

План мероприятий ("дорожная карта") по обеспечению синхронизации работы отдельных энергорайонов Республики Саха (Якутия) с ЕЭС России (ОЭС Востока и ОЭС Сибири);

Инвестиционная программа (далее - ИП) ПАО "Якутскэнерго" на 2016 - 2019 гг. со сроком реализации в 2017 г.

2.

Установка регулируемых источников реактивной мощности (далее - ИРМ) на ПС 110 кВ Вилюйск, ПС 110 кВ Верхневилюйск

ЗЭР

Реализация мероприятия по установке ИРМ на ПС 110 кВ Вилюйск, ПС 110 кВ Верхневилюйск позволит исключить отключение потребителей устройствами АОСН в послеаварийных режимах после нормативных возмущений в нормальной схеме, а также минимизировать объем нагрузки, отключаемой устройствами АОСН в послеаварийных режимах после нормативных возмущений в ремонтных схемах

3.

Установка АОСН, действующих на отключение нагрузки потребителей электрической энергии на объектах электроэнергетики Айхало-Удачнинского энергорайона

ЗЭР

В послеаварийном режиме после отключения 1СШ-220 ПС 220 кВ Айхал, сопровождающееся односторонним отключением BЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (JI-205, JI-206), BJI 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-203, Л-208), в нормальной схеме в режиме зимнего максимума нагрузок (потребление ЗЭР - 600 МВт, потребление Айхало-Удачнинского энергорайона - 240 МВт) напряжение на шинах 110 кВ ПС Айхало-Удачнинского энергорайона ниже АДН (88,55 кВ).

Для ввода параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений требуется ввод ГАО в объеме:

с включенными в работу СК-1, 2, 4 ПС 220 кВ Айхал до 20 МВт;

с выведенными из работы СК-1, 2, 4 ПС 220 кВ Айхал до 50 МВт.

Реализация мероприятия по созданию устройств АОСН на объектах

электроэнергетики Айхало-Удачнинского энергорайона позволит исключить необходимость ввода (минимизировать объем) ГВО в ЗЭР РС(Я) в нормальной и ремонтных схемах для исключения снижения напряжения ниже АДН в послеаварийных режимах после нормативных возмущений.

Реализация данного мероприятия предусмотрена в следующих документах:

План мероприятий ("дорожная карта") по обеспечению синхронизации работы отдельных энергорайонов Республики Саха (Якутия) с ЕЭС России (ОЭС Востока и ОЭС Сибири);

ИП ПАО "Якутскэнерго" на 2016 - 2019 гг. со сроком реализации в 2017 г.

4.

Установка управляемых ИРМ на шинах 110 кВ ПС 220 кВ ГПП-6

ЗЭР

Реализация мероприятия по установке ИРМ на ПС 220 кВ ГПП-6 позволит исключить отключение потребителей действием устройств АОСН в послеаварийных режимах после нормативных возмущений в нормальной схеме, а также минимизировать объем нагрузки, отключаемой устройствами АОСН в послеаварийных режимах после нормативных возмущений в ремонтных схемах

5.

Восстановление проектной схемы выдачи мощности Светлинской ГЭС

ЗЭР

В послеаварийном режиме после отключения ВЛ 220 кВ Светлинская ГЭС - Районная (Л-222) в режиме зимнего максимума нагрузок (загрузка Светлинской ГЭС - 150 МВт, потребление ЗЭР - 600 МВт) в нормальной схеме при изолированной работе ЗЭР РС(Я) с ОЭС Востока выявлено возникновение дефицита активной мощности в объеме 150 МВт и, как следствие, снижение частоты электрического тока до значения 48,3 Гц с работой АЧР в ЗЭР РС(Я), действующей на отключение нагрузки потребителей объемом до 81 МВт.

В настоящее время одна из линий 220 кВ Светлинская ГЭС - Районная отключена от Светлинской ГЭС и используется для электроснабжения ПС 110 кВ Вилюй (пос. Светлый).

Необходимо сооружение ПС 220 кВ ГПП (Светлый) и присоединение 2-ой ВЛ 220 кВ Светлинская ГЭС - Районная к Светлинской ГЭС.

Реализация мероприятия позволит исключить (минимизировать) объем нагрузки потребителей, отключаемой устройствами АЧР.

Мероприятие включено в План мероприятий ("дорожная карта") по обеспечению синхронизации работы отдельных энергорайонов Республики Саха (Якутия) с ЕЭС России (ОЭС Востока и ОЭС Сибири)

6.

Фиксация присоединений BЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241) и BЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242) на разные секции шин 220 кВ ПС 220 кВ Сунтар

ЗЭР

В послеаварийном режиме после отключения 1СШ-220 ПС 220 кВ Сунтар в нормальной схеме происходит полное погашение (ограничение) нагрузки потребителей на объектах электроэнергетики Вилюйского энергорайона, ПС 220 кВ Сунтар, ПС 110 кВ Тойбохой, в объеме до 96 МВт в режиме зимнего максимума нагрузок, до 32 МВт в режиме летнего максимума нагрузок

Реализация мероприятия позволит исключить полное погашение (ограничение) нагрузки потребителей в послеаварийном режиме после нормативных возмущений в нормальной схеме

7.

Реконструкция ПС 220 кВ Фабрика N 3 с переводом на высший класс напряжения 110 кВ

ЗЭР

Верхняя граница графика напряжения в контрольном пункте Светлинская ГЭС определяется необходимостью обеспечения напряжения на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Фабрика N 3 не выше наибольшего рабочего.

Например, в режиме летнего минимума нагрузок регулирование напряжения в контрольном пункте Светлинская ГЭС осуществляется в соответствии с графиком напряжения в диапазоне от 202 кВ до 227 кВ.

Реализация мероприятия позволит расширить диапазон регулирования напряжения в контрольном пункте Светлинская ГЭС до 46 кВ (от 202 кВ до 248 кВ)

8.

Установка устройства АОПЧ на Каскаде Вилюйских ГЭС 1, 2

ЗЭР

В послеаварийном режиме после отключения BJI 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-201 (Л-202)) в схеме ремонта ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-202 (Л-201)) в режиме зимнего максимума нагрузок (потребление ЗЭР - 600 МВт, загрузка Каскада Вилюйских ГЭС 1,2 - 490 МВт, потребление Айхало-Удачнинского энергорайона - 240 МВт) возникновение избытка активной мощности в объеме до 210 МВт приводит к повышению частоты электрического тока до значения 56 Гц.

Реализация мероприятия позволит исключить недопустимое повышение частоты электрического тока.

При параллельной работе ЗЭР с ОЭС Востока в послеаварийном режиме после отключения КВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Тында I цепь (II цепь) в схеме ремонта КВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Тында II цепь (I цепь) возможно недопустимое повышение частоты в выделившейся на изолированную работу части энергосистемы (ЗЭР и Южно-Якутский энергорайон) и работа АОПЧ Нерюнгринской ГРЭС с уставкой срабатывания по частоте 51,5 Гц.

Согласно требованиям п. 5.4.1 - 5.4.5 ГОСТ Р 55105-2012 "Оперативнодиспетчерское управление. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем" АОПЧ устанавливаются на ГЭС для предотвращения недопустимого повышения частоты, при котором возможно срабатывание автоматов безопасности турбин ТЭС, настройка устройств АОПЧ на ГЭС должна обеспечивать их первоочередное действие по отношению к устройствам АОПЧ ТЭС, соответственно, уставки АОПЧ Каскада Вилюйских ГЭС 1, 2 должны быть заданы меньше уставок АОПЧ Нерюнгринской ГРЭС.

Мероприятие включено в План мероприятий ("дорожную карту") по обеспечению синхронизации работы отдельных энергорайонов Республики Саха (Якутия) с ЕЭС России (ОЭС Востока и ОЭС Сибири)

9.

Установка устройства ПА с функциями автоматики разгрузки при перегрузке по мощности (АРПМ) и автоматики ограничения перегрузки оборудования (АОПО) на ПС 220 кВ Олекминск

ЗЭР

При параллельной работе ЗЭР с ОЭС Востока имеет место:

превышение аварийно допустимой токовой нагрузки ЛЭП 220 кВ, отходящих от ПС 220 кВ Олекминск, а также нарушение статической апериодической устойчивости по активной мощности в контролируемых сечениях "Районная - Олекминск" и "Олекминск - НПС-15" при аварийном небалансе активной мощности в ЗЭР;

превышение аварийно допустимой токовой нагрузки ЛЭП, отходящих от ПС 220 кВ Олекминск, при аварийном отключении ЛЭП на транзите 220 кВ от ПС 220 кВ Районная до ПС 220 кВ НПС-15.

Реализация ПА позволит увеличить МДП в КС Районная - Олекминск и Олекминск - НПС-15 в нормальной и ремонтных схемах электрической сети на величину до 50 МВт.

Реализация данного мероприятия предусмотрена в следующих документах:

План мероприятий ("дорожная карта") по обеспечению синхронизации работы отдельных энергорайонов Республики Саха (Якутия) с ЕЭС России (ОЭС Востока и ОЭС Сибири);

ИП АО "ДВЭУК" на 2015 - 2017 гг. со сроком реализации в 2017 г.

10.

Изменение коэффициентов трансформации ТТ (для обеспечения номинального первичного тока не менее 1000 А) на BJI 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-201) и BЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-202) со стороны Каскада Вилюйских ГЭС 1, 2 и ПС 220 кВ Районная

ЗЭР

В послеаварийном режиме после отключения ВЛ 220 кВ Светлинская - Районная (Л-222) в нормальной схеме в режиме зимнего максимума нагрузок (потребление ЗЭР - 600 МВт) выявлено превышение МДП+НК в контролируемом сечении "КВГЭС - Районная" на величину 69 МВт (МДП - 270 МВт, НК - 21 МВт, фактический переток - 360 МВт).

Для ввода режима в область допустимых значений потребуется ввод ГВО в объеме 69 МВт.

Реализация мероприятия позволит исключить ввод ГВО в нормальной схеме

11.

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Мурья с сооружением РУ 35 кВ, строительство ПС 35/10 кВ Южная Нюя

ЗЭР

Ограничена пропускная способность ВЛ 10 кВ (в габ. 35 кВ) Мурья - Южная Нюя

12.

Реконструкция ПС 110 кВ ЗИФ, установка БСК

ЮЯЭР

Моральный и физический износ ПС 110 кВ ЗИФ (год ввода в эксплуатацию - 1964)

13.

Перевод ЛЭП 110 кВ ТДЭС - 24 км на напряжение 35 кВ. Строительство ПС 35 кВ Промзона. Реконструкция ВЛ 35 кВ Алексеевск - Укулан в части заходов на ПС 35 кВ Промзона. Строительство 2-х цепной ВЛ 35 кВ в габаритах 110 кВ Томмот - Промзона

ЮЯЭР

Повышение надежности электроснабжение Томмотского энергоузла путем перевода электрических сетей на строящуюся ПС 220 кВ Томмот

14.

Реконструкция ПС 110 кВ Алдан с заменой силовых трансформаторов

ЮЯЭР

Обеспечение прироста перспективных нагрузок г. Алдан