Таблица 4. Баланс электрической энергии ОЭС Востока на период 2020 - 2026 годов для условий маловодного года

Таблица 4

Анализ представленных балансов мощности и электрической энергии показывает, что наиболее тяжелая режимно-балансовая ситуация складывается в ОЭС Востока в условиях маловодного года. Баланс электрической энергии ОЭС Востока для условий маловодного года начиная с 2023 года складывается с дефицитом электрической энергии, который к 2026 году достигает величины 5,1 млрд кВт·ч. С учетом ограничений на распределение выработки ГЭС ОЭС Востока внутри расчетного календарного года общая потребность в дополнительной гарантированной генерирующей мощности для условий маловодного года оценивается величиной 970 МВт на уровне 2026 года.

Помимо оценки прогнозных балансов электрической энергии и мощности по ОЭС в целом, в целях выявления локальных дефицитов электрической мощности после набора нагрузки на тяговых подстанциях и определения мероприятий по развитию электрических сетей выполнены расчеты электроэнергетических режимов для характерных периодов. По результатам расчетов определены энергорайоны, в которых параметры электроэнергетического режима с учетом технологического присоединения тяговой нагрузки выходят за пределы допустимых значений.

К таким энергорайонам относятся:

в ОЭС Сибири:

- энергорайон Бодайбинского энергетического кольца (далее - БЭК) (превышение МДП в контролируемом сечении, состоящем из ВЛ, отходящих от ПС 500 кВ Усть-Кут в восточном направлении и непокрываемый дефицит электрической мощности).

в ОЭС Востока:

- Западный энергорайон энергосистемы Амурской области (превышение МДП в контролируемом сечении "ОЭС - Запад Амурэнерго" и непокрываемый дефицит электрической мощности);

- Советско-Гаванский энергорайон (непокрываемый дефицит электрической мощности при выделении энергорайона на изолированную работу от ОЭС Востока);

- Южная часть энергосистемы Приморского края (превышение МДП в контролируемом сечении "Приморская ГРЭС - Юг Приморского края" и непокрываемый дефицит электрической мощности к югу от указанного сечения).

Для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима необходимо увеличение пропускной способности электрической сети и/или строительство новых объектов генерации.

Учитывая общую потребность в генерирующей мощности в ОЭС Востока для условий маловодного года, при ее размещении целесообразно учитывать необходимость покрытия и локальных дефицитов мощности.

С учетом вышеизложенного, одним из вариантов размещения объектов гарантированной генерации может являться:

в ОЭС Сибири:

- в БЭК - не менее 456 МВт;

в ОЭС Востока:

- западнее контролируемого сечения "ОЭС - Запад Амурэнерго" - не менее 430 МВт;

- в Советско-Гаванском энергорайоне - не менее 260 МВт;

- южнее контролируемого сечения "Приморская ГРЭС - Юг Приморского края" - не менее 280 МВт;

в совокупности со строительством новых объектов электросетевого хозяйства, обеспечивающих выдачу мощности вышеуказанных генерирующих объектов.

В качестве гарантированной генерации могут рассматриваться:

- ТЭС и АЭС;

- ГЭС, проектная гарантированная мощность которых, определяемая как наименьшая мощность ГЭС, выдаваемая в любой период в течение года в маловодный год, характеризующийся годовым объемов притока воды в створе ГЭС обеспеченностью 95%, составляет не менее требуемой величины генерации;

- совокупность указанных видов генерации, удовлетворяющая следующим условиям: совокупный объем (установленная мощность ТЭС, АЭС и гарантированная мощность ГЭС) составляет не менее требуемой величины генерации.

В дополнение к вышеперечисленным генерирующим объектам также требуется реализация следующих мероприятий по развитию электрических сетей:

- реконструкция ПС 220 кВ Таксимо (с сооружением РУ 500 кВ) с установкой автотрансформаторной группы (АТГ) 500/220 кВ мощностью 3x167 МВА с резервной фазой 167 МВА и средств компенсации реактивной мощности 180 Мвар (1xШР-180 Мвар);

- строительство ВЛ 500 кВ Нижнеангарская - Таксимо ориентировочной протяженностью 230 км;

- реконструкция ПС 500 кВ Нижнеангарская с установкой второй АТГ 500/220 кВ и увеличением трансформаторной мощности на 501 МВА (3x167 МВА) до 1002 МВА и с установкой средств компенсации реактивной мощности 230 Мвар (1xШР-180 Мвар, с увеличением мощности ШР с 2x25 Мвар до 2x50 Мвар);

- строительство второй ВЛ 500 кВ Нижнеангарская - Усть-Кут ориентировочной протяженностью 480 км;

- строительство третьей ВЛ 500 кВ Усть-Илимская ГЭС - Усть-Кут, 294 км, 2xШР-180 Мвар;

- установка ШР-180 Мвар на ПС 500 кВ Усть-Кут во вторую ВЛ 500 кВ Нижнеангарская - Усть-Кут;

- установка ШР-180 Мвар на ПС 500 кВ Нижнеангарская в ВЛ 500 кВ Нижнеангарская - Таксимо;

- строительство ВЛ 220 кВ Холбон - Зилово, ориентировочной протяженностью 220 км;

- строительство ВЛ 220 кВ Зилово - Могоча, ориентировочной протяженностью 220 км;

- строительство ВЛ 500 кВ Зейская ГЭС - Сковородино, 280 км с ПС 500 кВ Сковородино с установкой АТГ 500/220 кВ мощностью 3x167 МВА и одного ШР-180 Мвар.