Энергорайон ограничен следующими сетевыми элементами:
- ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-10 - Урик I цепь (ВЛ 110 кВ ТЭЦ-10 - Урик - А);
- ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-10 - Урик II цепь с отпайкой на ПС Никольск (ВЛ 110 кВ ТЭЦ-10 - Урик - Б);
- ВЛ 110 кВ Правобережная - Урик I цепь с отпайками на ПС 220 кВ Правобережная;
- ВЛ 110 кВ Правобережная - Урик II цепь с отпайками на ПС 220 кВ Правобережная;
- ВЛ 110 кВ Черемхово - Свирск I цепь с отпайками на ПС 220 кВ Черемхово.
Объекты электрогенерации в энергорайоне отсутствуют.
Ввиду того, что существенного изменения режимно-балансовой ситуации в остальные годы расчетного периода (2023 - 2025 годов) в энергорайоне ВЭР не прогнозируется, расчеты выполнялись на периоды 2021 - 2022 года (в 2021 и 2022 году планируются к установке БСК на ПС 110 кВ Оса и ПС 110 кВ Новая Уда соответственно). Выводы по результатам расчетов на этапе 2021 и 2022 годов справедливы для остальных расчетных периодов.
Недостаточная пропускная способность ВЛ 110 кВ Урик - Усть-Орда I (II) цепь.
При расчетах электрических режимов максимальное потребление энергорайона ВЭС в зимний период составляет 384,7 МВт (согласно информации Филиала АО "СО ЕЭС" Иркутское РДУ).
Наиболее тяжелой схемно-режимной ситуацией, в которой наблюдается выход параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений на этапе 2021 года, является аварийное отключение ВЛ 110 кВ Урик - Усть-Орда I (II) цепь с отпайками в период ремонта ВЛ 110 кВ Усть-Орда - Никольск в зимний период максимальных нагрузок 2021 года (при температуре ОЗМ -32°C). При этом в данной схеме включен выключатель В-110 ТЭЦ-10 Б на ПС 110 кВ Урик. В данной схемно-режимной ситуации наблюдается недопустимая перегрузка оборудования по току:
- ошиновок на ПС 110 кВ Усть-Орда на 45,3% (722 А при АДТН 497 А);
- трансформаторов тока на ПС 110 кВ Усть-Орда на 20,3% (722 А при АДТН 600 А);
- трансформаторов тока на ПС 110 кВ Урик на 31,1% (787 А при АДТН 600 А);