О схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Калининградской области на 2011-2016 годы (стр. 8 )

<*> ПС О-1 Центральная 330/110/15 кВ учитывается в перечне ПС напряжением 330 кВ, поэтому в перечне ПС не пронумерована.

Таблица 2.22. Трансформаторная мощность 110-330 кВ генерирующих объектов

N п/п	Наименование ПС, место    расположения	Балансовая    принадлежность	Установленная мощность, МВА
напряжением 110 кВ
1.	ОРУ Калининградской ТЭЦ-2,  г. Калининград,  пер. Энергетиков, д. 2.	Филиал  Калининградская ТЭЦ-2 ОАО "ИНТЕР РАО ЕЭС"	3x200+    1x25+1x16
ВСЕГО	641
напряжением 330 кВ
2.	ОРУ Калининградской ТЭЦ-2,  г. Калининград,  пер. Энергетиков, д. 2	Филиал  Калининградская ТЭЦ-2 ОАО "ИНТЕР РАО ЕЭС"	3x200
3.	ОРУ Калининградской ТЭЦ-2  (АТ 330/110/35 кВ),  г. Калининград,  пер. Энергетиков, д. 2	Филиал  Калининградская ТЭЦ-2 ОАО "ИНТЕР РАО ЕЭС"	1x200
ВСЕГО	800

Для поддержания нормируемых уровней напряжения на ПС энергосистемы установлены устройства компенсации реактивной мощности.

На ПС 330 кВ Северная 330:

- БСК-110 кВ 52 Мвар.

На ПС 330 кВ Советск 330:

- БСК-110 кВ 52 Мвар;

- два ШР 10 кВ 2x30 Мвар, подключенные к обмоткам низкого напряжения 10 кВ автотрансформаторов АТ-1, АТ-2;

- управляемый шунтирующий реактор УШР-110 кВ 63 Мвар.

Данные о количестве и установленной мощности средств компенсации реактивной мощности в энергосистеме на 01.01.2011 приведены в таблице 2.23.

Таблица 2.23. Количество и установленная мощность средств компенсации реактивной мощности в калининградской энергосистеме

Батареи статических конденсаторов, шт./Мвар	Шунтирующие реакторы,   шт./Мвар
Всего	Сетевые компании   и другие    собственники	потребительские	Всего	в том числе
Всего	в том    числе	Всего	в том числе	Сетевые компании и другие собстве- нники	Потре- битель-   ские
6 кВ   и  выше	ниже 6 кВ	6 кВ и   выше	ниже   6 кВ
421/218,9	2/104	2/104	419/114,9	20/10,9	399/104	3/123	3/123
421/218,9	419/114,9	3/123

Примечание: в числителе приведено количество средств компенсации реактивной мощности (шт.), в знаменателе - их суммарная установленная мощность (Мвар).

При технологическом присоединении новых или увеличении присоединяемой мощности существующих потребителей 50 и более кВт соблюдаются требования по поддержанию tg фи нагрузки не выше 0,4 за счет установки собственных средств компенсации реактивной мощности у потребителя.

ОАО "Янтарьэнерго" начиная с 01.01.2006 и по настоящее время проводится работа по проверке состояния имеющихся компенсирующих устройств у потребителей и их эффективности использования (графики отключения и включения), а также их технического состояния с последующим составлением реестра находящихся на балансе потребителей (установленных) БСК.

Анализируя результаты зимнего контрольного замера 15.12.2010 и летнего контрольного замера 20.06.2010, можно отметить, что уровни напряжения поддерживаются в соответствии с ежеквартальным графиком, заданным филиалом " ЕЭС" - Балтийское РДУ.

Сведения об использовании источников реактивной мощности в энергосистеме Калининградской области на день зимнего контрольного замера 15.12.2010 приведены в таблице 2.24.

Таблица 2.24. Сведения об использовании источников реактивной мощности в день контрольного замера 15 декабря 2010 года

Наименование подстанции	Номинальная реактивная   мощность, Мвар	Фактическая реактивная   мощность, Мвар
ПС 330 кВ Северная 330	52	43,9
ПС 330 кВ Советск 330	64	42,8

Примечание: в день контрольных замеров 2010 года УШР на ПС 330 кВ "Советск 330" использовался в часы ночного провала нагрузки.

Перечень подстанций ОАО "Янтарьэнерго" с указанием периода установки трансформаторов приведен в приложении Г (не приводится).

Анализ возрастной структуры оборудования подстанций ОАО "Янтарьэнерго" напряжением 60-110 кВ показал, что на текущий момент акционерным обществом эксплуатируется 18 питающих центров (38,2% от общего числа), на которых трансформаторы установлены 40 и более лет назад. Структура подстанций 60-110 кВ ОАО "Янтарьэнерго" отображена на рисунке 2.9 (не приводится).

Рисунок 2.9. Структура подстанций 60-110 кВ ОАО "Янтарьэнерго" с учетом возрастных характеристик установленных трансформаторов

Рисунок не приводится.

Подавляющее количество абонентских подстанций 110 кВ введены в эксплуатацию менее 10 лет назад, две из них - менее трех лет назад.

2.16. Основные внешние связи энергосистемы Калининградской области

Связь Калининградской энергосистемы с ЕЭС осуществляется через энергосистему Литвы по ВЛ 330 кВ N 325 ПС Советск 330 - ПС Клайпеда, ВЛ 330 кВ N 447 ПС Советск 330 - Круонио ГАЭС, ВЛ 330 кВ N 326 ПС Советск 330 - ПС Юрбаркас, ВЛ 110 кВ N 130 ПС О-15 Нестеров - ПС Кибартай и двум линиям 110 кВ N 104, N 105 ПС Советск 330 - ПС Пагегяй.

Блок-схема внешних электрических связей калининградской энергосистемы приведена на рисунке 2.10 (не приводится).

Рисунок 2.10. Блок-схема внешних электрических связей калининградской энергосистемы

Рисунок не приводится.

Пропускная способность электрических связей Калининградской энергосистемы ограничена по условию устойчивости параллельной работы с энергосистемой Литвы и составляет:

- в сторону энергосистемы Калининградской области от 680 МВт в нормальном режиме до 140 МВт в отдельных ремонтных режимах;

- в сторону энергосистемы Литвы от 580 МВт в нормальном режиме до 50 МВт в отдельных ремонтных режимах.

3. ОСОБЕННОСТИ И ПРОБЛЕМЫ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ КАЛИНИНГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ

3.1. Текущее состояние калининградской энергосистемы

Калининградская область относится к регионам России, энергетически зависимым от соседних государств, связь с ЕЭС России осуществляется через электрические сети государств Балтии и Белоруссии.

С вводом в 2010 году второго энергоблока Калининградской ТЭЦ-2 в области значительно улучшилась балансовая ситуация. Вместе с тем с вводом второго блока указанной станции повышаются требования к величине нормативного резерва в энергосистеме - его величина должна быть равна единичной мощности блока, то есть 450 МВт. В результате несмотря на наличие в энергосистеме значительных резервов мощности их величина не достигает нормативных значений. Резервирование работы калининградской энергосистемы осуществляется за счет поставок из ЕЭС России или за счет покупки резерва в смежных энергосистемах стран Балтии или Беларуси.

Конфигурация сетей высокого (60-110 кВ) напряжения Калининградской области выполнена по кольцевой схеме. Преимуществом такой схемы является то, что повреждение любой линии 110 кВ не приводит к отключению потребителей. Практически все подстанции 110 кВ имеют двухстороннее питание по сетям 110 кВ, а также частичное резервирование по сетям среднего напряжения.

Диапазон уровней напряжения в сети 110-330 кВ находится в допустимых пределах. На уровни напряжения в сети 330 кВ оказывает влияние режим работы энергосистем стран Балтии. В сети 110 кВ пониженная величина напряжения наблюдается в ремонтных и послеаварийных режимах в основном на ПС 110 кВ, расположенных на удаленных расстояниях от опорных подстанций ПС 330 кВ (ПС Багратионовск, ПС Правдинск, ПС Черняховск). Для регулирования напряжения в энергосистеме используются генераторы Калининградской ТЭЦ-2, РПН трансформаторов и автотрансформаторов на подстанциях энергосистемы, а также компенсирующие устройства.

Небольшие расстояния и развитая сеть дорог позволяют в кратчайшие сроки организовать ремонтные работы. С учетом изложенных факторов магистральные и распределительные сети в целом обеспечивают надежное электроснабжение существующих потребителей.

3.2. "Узкие места" калининградской энергосистемы

Анализ режимов работы энергосистемы Калининградской области выявил наличие рисков нарушения надежного электроснабжения потребителей региона ("узкие места").

В качестве основных "узких мест" региональной энергосистемы можно отметить следующие:

- связь энергосистемы Калининградской области с ЕЭС России по сетям 330 кВ через энергосистемы прибалтийских государств сконцентрирована в одной точке - ПС 330 кВ Советск 330;

- единственный крупный генерирующий источник в региональной энергосистеме - Калининградская ТЭЦ-2 монотопливна и зависит от внешних поставок газа;

- недостаточная пропускная способность сети 330 кВ в ремонтных режимах в период минимальных нагрузок, ограничивающая выдачу мощности Калининградской ТЭЦ-2 при работе двумя энергоблоками;