Распоряжение Губернатора Ставропольского края от 28 апреля 2018 г. N 213-р "Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Ставропольского края на 2019 - 2023 годы" (с изменениями и дополнениями) (утратило силу)

Распоряжение Губернатора Ставропольского края
от 28 апреля 2018 г. N 213-р
"Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Ставропольского края на 2019 - 2023 годы"

1. В соответствии с пунктом 25 Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", и по согласованию с филиалом акционерного общества "Системный оператор Единой энергетической системы" "Региональное диспетчерское управление энергосистем республик Северного Кавказа и Ставропольского края" от 18.04.2018 N Р51-б2-11-19-834 утвердить прилагаемую Схему и программу развития электроэнергетики Ставропольского края на 2019 - 2023 годы.

2. Признать утратившим силу распоряжение Губернатора Ставропольского края от 06 июля 2017 г. N 432-р "Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Ставропольского края на 2018 - 2022 годы".

3. Контроль за выполнением настоящего распоряжения возложить на заместителя председателя Правительства Ставропольского края - министра дорожного хозяйства и транспорта Ставропольского края Петрашова Р.Я.

4. Настоящее распоряжение вступает в силу с 01 января 2019 года.

Губернатор Ставропольского края

В.В. Владимиров

УТВЕРЖДЕНА

распоряжением Губернатора

Ставропольского края

от 28 апреля 2018 г. N 213-р

Схема и программа
развития электроэнергетики Ставропольского края на 2019 - 2023 годы

Акционерное общество

Северо-Кавказский институт

по проектированию водохозяйственного

и мелиоративного строительства

АО "Севкавгипроводхоз"

Интегрированная система менеджмента АО "Севкавгипроводхоз" сертифицирована по ГОСТ Р ИСО 9001 (ISO 9001), ГОСТ Р ИСО 14001 (ISO 14001), ГОСТ 12.0.230, OHSAS 18001

Заказчик: Министерство энергетики, промышленности и связи Ставропольского края

Том 1. Пояснительная записка

г. Пятигорск, 2018

Пояснительная записка

Введение

Настоящая работа выполнена в соответствии с утвержденным техническим заданием (Приложение А).

Ставропольская энергосистема осуществляет централизованное электроснабжение потребителей на территории Ставропольского края и входит в состав ОЭС Юга.

Ставропольская энергосистема по состоянию на 01.01.2018 г. территориально включает в себя:

- электрические сети напряжением до 110 кВ включительно, эксплуатация которых осуществляется, в основном, филиалом ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго";

- электрические сети напряжением 330 - 500 кВ, которые эксплуатируются филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга (Ставропольское предприятие);

- электрические станции, в том числе:

- Филиал ПАО "ОГК-2" - Ставропольская ГРЭС;

- Филиал "Невинномысская ГРЭС" ПАО "Энел Россия";

- Филиал ПАО "РусГидро" - Каскад Кубанских ГЭС;

- Буденновская ТЭС, Кисловодская ТЭЦ, Запикетная ГПА-ТЭЦ - ООО "Лукойл-Ставропольэнерго";

- ТЭЦ в г. Лермонтов - Филиал ЗАО "Южная энергетическая компания";

- ТЭЦ в г. Изобильный - блокстанция ОАО "Ставропольсахар";

- ГПУ - АО "Кавминстекло"

- Орловская ГЭС и Ессентукская ГЭС - филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго".

Основной задачей работы является разработка информационной базы для формирования инвестиционных программ и планов капитального строительства электросетевых объектов и их проектирования.

За отчетный в "Схеме и программе развития электроэнергетики Ставропольского края на 2019-2023 годы" принят 2017 год, в качестве расчетных 2018-2023 годы. Работа выполнена в соответствии с действующими нормативными и методическими документами по проектированию развития энергосистем и электрических сетей.

При выполнении работы использованы следующие исходные материалы:

- нормальная схема электрических соединений объектов электроэнергетики, входящих в операционную зону Северокавказского РДУ на 2018 г.;

- предложения филиала АО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ;

- оперативная схема для нормального режима электрической сети филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" на 2018 г. и схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше в ЗРД и ЛРД 2017 г.;

- данные Производственных сетевых подразделений (ПП) филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго": оперативные схемы электрических соединений сетей 35-110 кВ для ПП на 2018 г., данные об оборудовании ПС 35-110 кВ, загрузке трансформаторов, установленных на ПС 35-110 кВ, марках проводов и длинах линий 35-110 кВ, а также перечень электросетевых объектов, требующих первоочередной реконструкции и техперевооружения;

- сведения о договорах на технологическое присоединение к энергосистеме, заключенных ПАО "МРСК Северного Кавказа";

- информация филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга о выданных ТУ на ТП и заключенных договорах на ТП;

- проект "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на период 2018-2024 г.г." (далее СиПР ЕЭС России 2018-2024);

- "Схема и программа развития электроэнергетики Ставропольского края на 2018-2022 г.г.", утвержденная распоряжением Губернатора Ставропольского края от 06.07.2017 N 432-р;

- инвестиционные программы генерирующих и электросетевых компаний;

- проработки по перспективному развитию электрических сетей отдельных районов и узлов энергосистемы, выполненные в предшествующий период.

1. Анализ существующего состояния энергосистемы Ставропольского края

1.1. Общая характеристика Ставропольского края

Площадь Ставропольского края составляет 66,5 тыс. .

Население на 01.01.2017 года (оценка) - 2 805 816 человек, в том числе 1637,5 тыс. чел. - городское население. Плотность населения - 42,41 чел. на 1 . Административный центр края - город Ставрополь с населением 429 571 человек. Принятая в Ставропольском крае система административно-территориальных образований включает 19 городов и 26 муниципальных районов, в том числе 10 городов краевого значения, 7 поселков городского типа, 735 сельских населенных пунктов.

Наиболее крупные города: Пятигорск - 145,5 тыс. чел., Кисловодск - 130 тыс. чел., Невинномысск - 118 тыс. чел. и Ессентуки - 106 тыс. чел.

Минерально-сырьевые ресурсы края достаточно разнообразны. Основные из них: природный газ, нефть, медь, полиметаллы, каменный уголь, минеральные строительные материалы (доломиты, известняки, гипс, разнообразные глины, ракушечник, стекольные пески и пр.). Обнаружены залежи барита, асбеста, глауберовой и поваренной соли, лечебных минеральных грязей. Воды источников, расположенных в районе Кавказских Минеральных Вод, широко известны своими лечебными свойствами (особенно "Нарзан" и "Ессентуки").

В структуре валового регионального продукта Ставропольского края промышленность составляет 18,6%, сельское хозяйство - 13,9%, строительство - 8,8%, транспорт - 7,6%, 28,9% - различные услуги. Прочие сферы деятельности составляют 19,4% валового регионального продукта.

В Ставропольском крае в сфере промышленного производства работает около 4500 предприятий и организаций различных форм собственности, из которых более 3000 относятся к обрабатывающим производствам и составляют основу промышленного производства края. Годовой оборот предприятий, относящихся к обрабатывающим производствам, составляет около 35% общего объема промышленного производства.

Профильными отраслями промышленности Ставропольского края являются: электроэнергетика, пищевая промышленность, химическая и нефтехимическая промышленность, а также машиностроение и металлообработка. Их общая доля в объеме промышленного производства составляет 78%.

Удельный вес энергетической отрасли в промышленном производстве составляет 26,3%. Главным предприятием этой отрасли является филиал ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго".

За 2014-2017 годы на территории края создано пять региональных индустриальных парков (РИТ-парк), а всего начиная с 2010 года - 9 РИТ-парков с промышленной, нефтехимической, агропромышленной, фармацевтической специализациями и туристско-рекреационный парк.

Резидентами РИТ-парков реализовано несколько крупных инвестиционных проектов в сфере промышленности:

- пуск производства меламина на ОАО "Невинномысский Азот" (проведена реконструкция цеха по производству карбамида с увеличением ежесуточной производительности с 1200 до 1500 т в сутки и смонтировано оборудование по производству меламина мощностью 50 тыс. т в год);

- первая очередь завода ЗАО "Лиссант-Юг" в Невинномысском индустриальном парке с мощностью до 1,5 млн. сэндвич-панелей из пенополиуретана;

- производство оцинкованных металлических профилей ООО "Невинномысский профиль" в Невинномысском индустриальном парке мощностью 7 тыс. тонн продукции в год;

- завод по выпуску товарного бетона, бетоноизделий и СИП-панелей для строительства домокомплектов ООО "Южная строительная компания" в Невинномысском индустриальном парке;

- металлургический завод ООО "СтавСталь";

- завод по производству полимерных биоцидов ООО "Техно-Пром" проектной мощностью 2 тыс. тонн продукции в год;

- завод по производству сухих строительных смесей ООО "ПК Строймонтаж ЮГ";

- завод по производству диметилового эфира высокой чистоты ООО "Инновации. Проекты. Инжиниринг" мощностью 2400 тонн в год;

- фабрика по первичной обработке шерсти ООО "Невинномысская фабрика первичной обработки шерсти" проектной мощностью до 2 200 тонн мытой шерсти в год;

- завод по производству светодиодных ламп ООО "Световые инновационные технологии";

- завод по производству строительных модульных панельных конструкций из легкого и сверхпрочного паробетона ООО "Иннова Строй Групп";

- завод по производству многослойных мешков ООО "МК-Невпром";

- завод по производству армированных и неармированных полипропиленовых труб ООО "Полипропилен";

- завод по производству изделий из полимерных материалов ООО "НИИ Экопласт";

- завод по производство керамических изделий ООО "Георгиевский комбинат строительных материалов".

Сельхоз угодья занимают 87,8% территории Ставропольского края, леса - 1,7%, водные объекты - 1,8%.

Аграрную специфику края во многом определяет наличие плодородных почв. Большая часть степей распахана, используется для выращивания сельскохозяйственной продукции. Сельское хозяйство края специализируется на выращивании зерна и подсолнечника, ведущая роль в животноводстве принадлежит скотоводству, тонкорунному овцеводству. Широко развиты садоводство, овощеводство, виноградарство, птицеводство, свиноводство, пчеловодство.

За последние годы в крае реализован ряд инвестиционных проектов в сфере сельского хозяйства. Наиболее крупные из них:

- производственные комплексы по выращиванию бройлеров на территории Кочубеевского района (ООО "Ставропольский птицекомплекс");

- тепличный комплекс для выращивания овощных культур на площади 10 га на территории Кировского района ООО "Эко-культура";

- овощехранилища с технологическим корпусом, вспомогательных объектов овощехранилищ, включая приобретение технологического и складского оборудования на территории Георгиевского района (ООО "Заветное");

- площадки по выращиванию индеек в пос. Каменобродском Изобильненского района (ООО "Агро-плюс");

- свиноводческий комплекс с законченным производственным циклом на 270 тыс. голов свиней в год в п. Штурм Красногвардейского района (ООО "Гвардия");

- тепличный комплекс по выращиванию овощной продукции площадью 60 га в Кировском районе(ООО "Овощи Ставрополья");

- завод по переработке сои в с. Обильное Георгиевского района (ООО "Изобилие");

- ООО ИПК "Транслогистик" завершает строительство сахарного комбината в пос. Темижбекский Новоалександровского района.

Доля санаторно-курортной отрасли в валовом продукте Ставропольского края составляет около 4,5%. В настоящее время объем санаторно-оздоровительных услуг Ставропольского края составляет порядка 16% от общероссийского и этот показатель ежегодно растет (в 2010 г. он составлял 13%). Санаторно-курортный комплекс располагает 134 санаториями и пансионатами на 33,5 тыс. мест размещения.

Ежегодно за счет реконструкции и строительства санаторно-курортный и гостиничный комплексы приумножают свой номерной фонд. За последние годы введено в эксплуатацию 20 объектов и емкость санаторно-курортного комплекса КМВ увеличилась на 700 мест, в том числе:

- в городе Железноводске введены в эксплуатацию санаторий "Плаза" на 268 мест размещения, "Буковая роща" на 66 мест размещения;

- в городе Ессентуки санаторий "Казахстан" на 199 мест;

- в городе Минеральные Воды возобновил работу после смены собственника санаторий "Минеральные Воды" на 220 мест размещения;

- в городе Кисловодске введены в эксплуатацию 2 корпус санатория "Элита" на 60 мест размещения, санаторий "Красный октябрь" на 80 мест размещения, пансионат "Фаворит" на 12 мест размещения, гостиница "Каскад" на 16 мест размещения.

В 2017 году Ставрополье посетили более миллиона человек (945 тыс. человек приходится на регион Кавказских Минеральных Вод). В 2017 году регион принял на отдых и лечение более 1,6 млн. человек (990 тыс. человек - Кавказские Минеральные Воды). Увеличению туристского потока на Ставрополье способствовало завершение строительства в 2011 году новой взлетно-посадочной полосы и реконструкции аэровокзального комплекса международного аэропорта "Минеральные Воды", благодаря чему аэропорт может принимать все типы отечественных и зарубежных воздушных судов.

1.2. Электропотребление и электрические нагрузки

Электропотребление на территории Ставропольского края в 2017 году составило 10429,8 млн. кВт.ч. По сравнению с 2016 годом рост электропотребления составил 166 млн. кВт.ч. или 1,6%.

Собственный максимум нагрузки Ставропольской энергосистемы в 2017 году составил 1667 МВт и был зафиксирован 02.02.2017 года в 19-00. По сравнению с 2016 годом собственный максимум нагрузки энергосистемы снизился на 1%. Число часов использования собственного максимума нагрузки в Ставропольской энергосистеме в 2017 году составило 6257 часов.

Основная энергосбытовая компания - гарантирующий поставщик электрической энергии в Ставропольском крае - ПАО "Ставропольэнергосбыт".

На территории Ставропольского края имеется десять энергоснабжающих предприятий коммунального комплекса, обеспечивающих электроснабжение городов и районных центров муниципальных районов края. Наиболее крупными являются ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро", АО "Пятигорские электрические сети".

Наиболее крупные потребители электрической энергии:

- ООО "ЕвроХим-Энерго" (Невинномысский Азот);

- ООО "Торговый дом Энергосервис" (Ставролен);

- ООО "СтавСталь" (СтавСталь);

- ООО "РН-Энерго";

- АО "Монокристалл".

Таблица 1.1 - Динамика изменения электропотребления и собственного максимума нагрузки энергосистемы Ставропольского края за 2013-2017 г.г.

Наименование	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.
Электропотребление, млн. кВт.ч	9465	9603	9956	10264	10429,8
Темп роста, %	2,5	1,5	3,7	3,1	1,6
Собственный максимум нагрузки, МВт	1583	1641	1539	1685	1667
Темп роста, %	-3,9	3,7	-6,2	9,5	-1
Число часов использования максимума нагрузки, час	5979	5852	6469	6091	6257

"Рисунок 1.1 - Структура электропотребления по основным группам потребителей Ставропольского края за 2017 год"

Рисунок 1.1 - Структура электропотребления по основным группам потребителей Ставропольского края за 2017 год.

1.3. Электрические станции

Установленная мощность электростанций, действующих на территории Ставропольской энергосистемы на 01.01.2018 года составила 4638,2 МВт, в том числе:

- Филиал ПАО "ОГК-2" - Ставропольская ГРЭС - 2423 МВт;

- Филиал "Невинномысская ГРЭС" ПАО "Энел Россия" - 1530,2 МВт;

- Филиал ПАО "РусГидро" - Каскад Кубанских ГЭС - 476,5 МВт;

- Буденновская ТЭС, Кисловодская ТЭЦ, Запикетная ТЭЦ - ООО "Лукойл-Ставропольэнерго" - 164,3 (153+6+5,3) МВт;

- ТЭЦ в г. Лермонтов - Филиал ЗАО "Южная энергетическая компания" - 22 МВт;

- ТЭЦ в г. Изобильный - блокстанция ОАО "Ставропольсахар" - 12 МВт;

- ГПУ - АО "Кавминстекло" - 7,3 МВт;

- Орловская ГЭС и Ессентукская ГЭС - филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" - 3 МВт.

Основным топливом ТЭС Ставропольской энергосистемы является природный газ, резервным - мазут.

Располагаемая мощность электростанций Ставропольской энергосистемы в максимум нагрузки Ставропольской энергосистемы 2017 года составила 4557,6 МВт. Разница между установленной и располагаемой мощностью обуславливается недостатком промышленной тепловой нагрузки на ТЭЦ и гидроресурсов на ГЭС.

Электростанции, функционирующие на территории Ставропольского края превышают потребности энергосистемы по мощности более чем в 2,7 раза и вырабатывают в два раза больше электроэнергии, чем потребляется в энергосистеме края. Энергосистема Ставропольского края является самой избыточной региональной энергосистемой в ОЭС Юга.

За 2013-2017 г.г. избыток электроэнергии на территории Ставропольской энергосистемы составил 46 млрд. кВт.ч, а избыток мощности в собственный максимум нагрузки находился в пределах 2951 - 3094 МВт. Избытки мощности и электроэнергии передаются в энергосистему Краснодарского края и восточную часть ОЭС Юга.

В 2017 году на электростанциях Ставропольской энергосистемы выработано 21284,4 млн. кВт.ч. По сравнению с 2016 годом, когда выработка составила 20282 млн. кВт.ч, она выросла на 4,9%.

Таблица 1.2 - Структура электростанций, расположенных на территории Ставропольского края по типам и формам собственности по состоянию на 01.01.2018.

Наименование	Установленная мощность, МВт	Располагаемая мощность в максимум нагрузки Ставропольской энергосистемы 2017 года, МВт 02.02.2017 19:00	Выработка электроэнергии в 2017 году, млн. кВт.ч	Собственник
Мощность электростанций энергосистемы, всего:	4638.2	4557.6	21284.4
в том числе:
Ставропольская ГРЭС	2423.0	2422.2	10362.3	ПАО "ОГК-2"
Невинномысская ГРЭС	1530.2	1538.2	8148.7	ПАО "Энел Россия"
Буденновская ТЭС	153.0	162.6	1123.1	ООО "Лукойл-Ставропольэнерго"
Кисловодская ТЭЦ	6.0	5.5	21.2	ООО "Лукойл-Ставропольэнерго"
Запикетная ГПА-ТЭЦ	5.3	4.5	31.7	ООО "Лукойл-Ставропольэнерго"
Насосная ГАЭС	15.9	0.0	12.5	ПАО "РусГидро"
ГЭС-1	37.0	12.7	186.1	ПАО "РусГидро"
ГЭС-2	184.0	184.3	546.9	ПАО "РусГидро"
ГЭС-3	87.0	87.0	220.9	ПАО "РусГидро"
ГЭС-4	78.0	78.0	199.7	ПАО "РусГидро"
Егорлыкская ГЭС	30.0	30.5	70.2	ПАО "РусГидро"
Егорлыкская ГЭС-2	14.2	3.0	44.8	ПАО "РусГидро"
Сенгилеевская ГЭС	15.0	4.5	79.1	ПАО "РусГидро"
Свистухинская ГЭС	11.8	3.3	50.7	ПАО "РусГидро"
Новотроицкая ГЭС	3.7	2.4	21.9	ПАО "РусГидро"
Мелкие ГЭС	3.0	0.0	0.0	ПАО "МРСК Северного Кавказа"
Блокстанции (ТЭЦ)	41.3	18.9	164.5	ЗАО "Южная энергетическая компания", АО "Ставропольсахар", АО "Сен-Гобен-Кавминстекло"

Таблица 1.3 - Укрупненный баланс электроэнергии/мощности энергосистемы Ставропольского края за 2013-2017 гг.

Показатели	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.
Электропотребление, млн. кВт.ч	9465	9603	9956	10264	10429,8
Максимум нагрузки, МВт	1583	1641	1539	1685	1667
Число часов исп. N max, час	5979	5852	6469	6091	6257
Установленная мощность электростанций, МВт	4626	4633	4633	4636	4638,2
Располагаемая мощность, МВт	4502	4497	4667,2	4555	4557,6
Выработка электроэнергии, млн. кВт.ч	16054	18673	19563	20282	21284,4
Дефицит/избыток (-/+), МВт	3043	2992	3094	2951	2971,2
Дефицит/избыток (-/+), млн. кВт*ч	6589	9070	9607	10018	10854,6

Ниже дана краткая характеристика наиболее крупных электростанций, функционирующих на территории Ставропольского края.

Ставропольская ГРЭС.

Ставропольская ГРЭС расположена в пос. Солнечнодольск Изобильненского района. На Ставропольской ГРЭС установлено восемь конденсационных блоков К-300-240-2 ХТГЗ суммарной установленной мощностью 2423 МВт. Ввод блоков осуществлялся в период 1975 - 1983 г.г.

Выдача мощности Ставропольской ГРЭС осуществляется на напряжении 110, 330 и 500 кВ (блоки N 1-6 присоединены к шинам 330 кВ, а блоки N 7 и N 8 - к шинам 500 кВ).

Невинномысская ГРЭС.

Невинномысская ГРЭС расположена в г. Невинномысск. Установленная мощность Невинномысской ГРЭС по состоянию на 01.01.2017 года составляет 1530,2 МВт, в том числе: блоки - 935 МВт (5хК-155-130+1хК-160-130), ПГУ 410,2 МВт и неблочная теплофикационная часть - 185 МВт (ПТ-25-90, ПТ-30-90, ПТ-80-130 и Р-50-130).

Ввод блоков, ПГУ-170, ПТ-25-90/10 и Р-50-130-21 на Невинномысской ГРЭС осуществлялся в 1960 - 1972 г.г. Все это оборудование выработало парковый ресурс. В 1989-1998 г.г. на турбинах блоков N 6-10 проведена модернизация с заменой ЦВД и продлением срока эксплуатации до 2018 - 2029 г.г. В 2005 году введена в эксплуатацию новая турбина N 3 ПТ-80/100-130-13. В 2010 году на замену турбины N 1 ПТ-25-90 была установлена новая ПТ-30-90/10. В 2011 году была введена в эксплуатацию ПГУ-410 в составе ГТУ SGT5-PAC4000F мощностью 280,3 МВт с электрогенератором SGEN5-1000A и паротурбинной установки SST-900-DRH мощностью 129,9 МВт с генератором SGEN-100A- 2Р. В 2012 году произведена перемаркировка энергоблоков ст. N 6-10 с увеличением установленной мощности на 5 МВт каждого. После перемаркировки установленная мощность каждого энергоблока составляет 155 МВт. С 01.04.2015 выведена из эксплуатации ПГУ-170 с установленной мощностью 170 МВт.

Выдача мощности Невинномысской ГРЭС осуществляется на напряжении 110 и 330 кВ.

Буденновская ТЭС

Буденновская ТЭС расположена в г. Буденновске и введена в эксплуатацию в марте 2015 года. Установленная мощность Буденновской ТЭС составляет 153 МВт. В состав ПТУ Буденновской ТЭС входит следующее основное оборудование:

2 газовые турбины Trent 60 WLE производства Rolls-Royce, сопряженные с электрическими генераторами фирмы Siemens AG;

1 паровая турбина SST-400 производства Siemens AG, сопряженная с электрическим генератором фирмы АВВ;

2 двухконтурных котла-утилизатора ПК-93 производства ЗиО, предназначенные для производства перегретого пара высокого и низкого давлений за счет утилизации дымовых газов газовых турбин с дожиганием топлива.

Выдача мощности Буденновской ТЭС осуществляется на напряжении 110 кВ.

Каскад Кубанских ГЭС.

Кубанская ГАЭС. Входит в Куршавскую группу Каскада Кубанских ГЭС. Расположена на территории Карачаево-Черкесской Республики у поселка Водораздельный Прикубанского района, на 47-м километре, но по балансу ФСТ участвует в покрытии потребления Ставропольского края. Гидроаккумулирующая электростанция включена в работу в 1967 году и являлась в то время первой в стране электростанцией такого типа. Мощность ГАЭС - 15,9/19,2 МВт (турбинный/насосный режимы). В здании ГАЭС установлено 6 обратимых гидроагрегатов мощностью по 2,65/3,2 МВт. Оборудование выработало парковый ресурс. Использует перепад высот между# и Кубанским водохранилищем. Предназначена для подачи воды в магистральный канал из водохранилища в период работы агрегатов в насосном режиме и наполнения водохранилища в период работы агрегатов в генераторном режиме. По режиму работы, не является "классической" ГАЭС, предназначенной для работы в пиковой части графика нагрузок, поскольку работает в сезонном режиме - в сентябре-апреле ГАЭС работает в насосном режиме, опорожняя водохранилище (затрачивая до 35 (среднее за 10 лет) млн кВт ч. в год), а в мае-августе ГАЭС, работая в генераторном режиме, заполняет водохранилище (вырабатывая до 12 млн кВт ч. в год). Выдача мощности ГАЭС осуществляется на напряжении 110 кВ.

ГЭС-1. Входит в Куршавскую группу. Расположена на территории Карачаево-Черкесской Республики у поселка Октябрьский Прикубанского района, на 63-м километре Большого Ставропольского канала, но по балансу ФСТ участвует в покрытии потребления Ставропольского края. Кубанская ГЭС-1 - головная гидроэлектростанция на Большом Ставропольском канале (не считая Кубанской ГАЭС). Станция чисто деривационная, водохранилищ и иных регулирующих емкостей не имеет, работает по водотоку. Установленная мощность - 37 МВт. Гидроэлектростанция введена в работу в 1969 году. На ГЭС установлено два гидроагрегата мощностью по 18,5 МВт. В 1985 году гидротурбины были заменены. Оборудование выработало парковый ресурс. Выдача мощности ГЭС-1 осуществляется на напряжении 110 кВ.

ГЭС-2. Входит в Куршавскую группу Каскада Кубанских ГЭС. Расположена на территории Карачаево-Черкесской Республики у поселка Ударный Прикубанского района, на 76-м километре Большого Ставропольского канала, но по балансу ФСТ участвует в покрытии потребления Ставропольского края. Ее режим работы - пиковый. Станция имеет бассейн суточного регулирования и выравнивающее водохранилище. Гидроэлектростанция является самой мощной из Кубанского каскада ГЭС. Установленная мощность - 184 МВт. На ГЭС установлено четыре гидроагрегата мощностью по 46 МВт. Ввод гидроагрегатов ГЭС осуществлялся в 1967 - 1969 г.г. В 1977-1983 годах гидротурбины были заменены. Оборудование выработало парковый ресурс. Выдача мощности ГЭС осуществляется на напряжении 110 и 330 кВ.

ГЭС-3. Входит в Барсучковскую группу Каскада Кубанских ГЭС. Расположена у пос. Каскадный Андроповского района, на Барсучковском сбросном канале (часть Большого Ставропольского канала). Станция имеет бассейн суточного регулирования и выравнивающее водохранилище, режим работы - пиковый по установленному графику. Установленная мощность - 87 МВт. На ГЭС установлено три гидроагрегата мощностью по 29 МВт, ввод которых осуществлялся в 1972-1973 г.г. Оборудование выработало парковый ресурс. Выдача мощности ГЭС осуществляется на напряжении 110 кВ.

ГЭС-4. Входит в Барсучковскую группу Каскада Кубанских ГЭС. Расположена в Кочубеевском районе на 26 километре Барсучковского сбросного канала (часть Большого Ставропольского канала). Станция имеет бассейн суточного регулирования, режим работы - пиковый по установленному графику. Установленная мощность - 78 МВт. Гидроэлектростанция была включена в работу в 1970 году. На ГЭС установлено три гидроагрегата мощностью по 26 МВт. Оборудование выработало парковый ресурс. Генераторы ГЭС присоединены к обмоткам низкого напряжения автотрансформаторов 330/110/10 кВ ПС ГЭС-4.

Свистухинская ГЭС. Входит в Барсучковскую группу Каскада Кубанских ГЭС. Расположена на 12-ом км Невинномысского канала, у пос. Свистуха Кочубеевского района. ГЭС построена по деривационному типу, работает на стоке Невинномысского канала (режим работы - базовый по водотоку), плотин, водохранилищ и бассейнов суточного регулирования не имеет. Установленная мощность Свистухинской ГЭС - 11,8 МВт. Гидроэлектростанция введена в работу в 1948 году. На ГЭС установлено четыре гидроагрегата, два из которых мощностью по 3,4 МВт и два мощностью по 2,5 МВт. В 1992-1994 годах были заменены гидротурбины, в 1994-1998 годах - гидрогенераторы. Выдача мощности Свистухинской ГЭС осуществляется на напряжении 110 кВ.

Егорлыкская ГЭС. Входит в Сенгилеевскую группу Каскада Кубанских ГЭС. Расположена у с. Сенгилеевское Шпаковского района, на р. Егорлык. ГЭС - деривационного, приплотинного типа, режим работы - пиковый по установленному графику. Установленная мощность Егорлыкской ГЭС - 30 МВт. Гидроэлектростанция введена в работу в 1962 году. На ГЭС установлено два гидроагрегата мощностью по 15 МВт. В 1996 и 2000 г.г. произошла замена гидротурбин. На гидрогенераторах была обновлена изоляция обмотки статора. Выдача мощности Егорлыкской ГЭС осуществляется на напряжении 110 кВ.

Сенгилеевская ГЭС. Входит в Сенгилеевскую группу Каскада Кубанских ГЭС. Расположена на 55-ом км Невинномысского канала в поселке Приозерный Шпаковского района. ГЭС построена по деривационному типу, работает на стоке Невинномысского канала (режим работы - базовый по водотоку), водохранилищ и бассейнов суточного регулирования не имеет. Установленная мощность Сенгилеевской ГЭС - 15 МВт. Гидроэлектростанция введена в работу в 1954 году. На ГЭС установлено три гидроагрегата, два из которых мощностью по 4,5 МВт и один мощностью 6 МВт. Оборудование ГЭС было модернизировано в 1995-1996 годах, когда были заменены гидротурбины. В начале 2006 года был заменен устаревший и изношенный импортный гидрогенератор мощностью 6 МВт. Выдача мощности Сенгилеевской ГЭС осуществляется на напряжении 110 кВ.

Егорлыкская ГЭС-2. Входит в Сенгилеевскую группу ККГЭС. Расположена на реке Егорлык, вблизи поселка Левоегорлыкский Изобильненского района. Пуск ГЭС был осуществлен в конце декабря 2010 года. ГЭС построена по приплотинной схеме (пристроена к ранее построенной плотине буферного водохранилища Егорлыкской ГЭС), работает по стоку реки Егорлык, зарегулированному существующим Егорлыкским водохранилищем. Установленная мощность ГЭС - 14,2 МВт. В здании ГЭС установлены 4 гидроагрегата мощностью по 3,55 МВт. Выдача мощности Егорлыкской ГЭС-2 осуществляется на напряжении 110 кВ.

Новотроицкая ГЭС. Входит в Сенгилеевскую группу Каскада Кубанских ГЭС. Расположена вблизи поселка Солнечнодольск Изобильненского района. Забор воды для Новотроицкой ГЭС осуществляется из Новотроицкого водохранилища. Пуск ГЭС был осуществлен в 1953 году. Установленная мощность ГЭС - 3,7 МВт. В здании ГЭС установлено 2 гидроагрегата мощностью по 1,84 МВт. Выдача мощности Новотроицкой ГЭС осуществляется на напряжении 35 кВ.

1.4. Электрические сети

Электрические сети в Ставропольской энергосистеме развиваются на напряжении 500, 330, 110 и 35 кВ. Сети 330 и 500 кВ являются составной частью Единой национальной электрической сети и эксплуатируются филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Юга. Электрические сети напряжением до 110 кВ включительно эксплуатируются, в основном, филиалом ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго".

В силу своего центрального положения Ставропольская энергосистема имеет электрические связи практически со всеми энергосистемами ОЭС Юга (кроме Волгоградской и Астраханской) на напряжении 500, 330 или 110 кВ.

Энергосистема Ставропольского края связана с энергосистемами:

- Краснодарского края (ВЛ 500 кВ Ставропольская ГРЭС - Тихорецк, ВЛ 500 кВ Ставропольская ГРЭС - Центральная, ВЛ 330 кВ Ставропольская ГРЭС - Армавир (две цепи), ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС-Армавир, ВЛ 110 кВ Сенгилеевская ГЭС - Забайкаловская и ВЛ 110 кВ Заветная - Успенская НПС);

- Республики Дагестан (ВЛ 330 кВ Буденновск - Чирюрт, ВЛ 110 кВ Затеречная - Кочубей, ВЛ 35 кВ Южно-Сухокумск - Затеречная);

- Ростовской области (ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Буденновск и ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Невинномысск);

- Республики Калмыкия (ВЛ 110 кВ Колодезная - Черноземельская, ВЛ 110 кВ Арзгир - Южная, ВЛ 110 кВ Дивное - Володаровская и ВЛ 110 кВ Рагули - НПС-3, ВЛ 35 кВ М. Джалга - Кр. Михайловка);

- Кабардино-Балкарской Республики (ВЛ 330 кВ Буденновск - Прохладная-2, ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Машук, КВЛ 330 кВ Ильенко - Баксан, ВЛ 110 кВ Ростовановская - Прохладная, ВЛ 110 кВ Ново-Павловская 2 - Прохладная-2, ВЛ 110 кВ Прогресс - Малка, ВЛ 110 кВ Машук - Залукокоаже, ВЛ 35 кВ Кура - Прималкинская, ВЛ 35 кВ Ростовановская - Балтрабочий с отпайкой на ПС Дальняя, ВЛ 35 кВ Кановская-1 - Малакановская, ВЛ 35 кВ Эдиссия - Малакановская с отпайкой на ПС Курская-1);

- Карачаево-Черкесской Республики (ВЛ 330 кВ ГЭС-4 - Черкесск, ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - ГЭС-2, ВЛ 330 кВ ГЭС-2 - Машук, КВЛ 330 кВ Черкесск - Ильенко, ВЛ 110 кВ Зеленогорская - Учкекен, ВЛ 110 кВ Бекешевская - Учкекен, ВЛ 110 кВ Ильичевская - Бекешевская, ВЛ 110 кВ Октябрьская - Суворовская, ВЛ 110 кВ ГЭС-2 - Т-302, ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Академическая и ВЛ 110 кВ Эркен-Шахар - Новая Деревня, ВЛ 35 кВ Зеленогорская - Учкекен, ВЛ 35 кВ Зеленогорская - Кичи-Балык, ВЛ 35 кВ Новая Деревня - Эрсакон, ВЛ 35 кВ Эркен-Шахар - Беломечетская);

- Чеченской Республики (ВЛ 110 кВ Затеречная - Ищерская I цепь с отпайками, ВЛ 110 кВ Затеречная - Ищерская II цепь с отпайками, ВЛ 35 кВ Ищерская - Галюгаевская);

- Республики Северная Осетия - Алания (ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2, ВЛ 110 кВ Троицкая - Моздок, ВЛ 35 кВ Графская - Троицкая).

Все ВЛ 110-500 кВ, за исключением ВЛ 110 кВ Затеречная - Кочубей работают в транзитном режиме. Ограничения по пропускной способности связей в основном определяются значениями максимально-допустимых и аварийно-допустимых токовых нагрузок для конкретных ЛЭП. По отдельным связям ограничения определяются перетоками мощности в сечениях "Ставрополь", "Невинномысск", "Невинномысск ремонтное", "Восток", "Терек", "Дагестан - ОЭС", "ОЭС - Дагестан", "Егорлык" и "Маныч" задаваемых Филиалом АО "СО ЕЭС" ОДУ Юга.

Электроснабжение на территории Ставропольского края осуществляется от 3 центров питания 500 кВ (Ставропольская ГРЭС, ПС 500 кВ Невинномысск и ПС 500 кВ Буденновск) и 8 центров питания 330 кВ (Невинномысская ГРЭС, ГЭС-2, ГЭС-4, ПС 330 кВ Ставрополь, ПС 330 кВ Благодарная, ПС 330 кВ Прикумск, ПС 330 кВ Ильенко, ПС 330 кВ Машук и ПС 330 кВ Солнечный дар).

Установленная мощность автотрансформаторов (АТ) связи напряжением 500/330 кВ на подстанциях являющихся центрами питания составляет 3006 MBA, а напряжением 330/110 кВ - 2965 MBA, из них на электростанциях установлены АТ мощностью 1002 MBA и 1290 MBA соответственно.

Таблица 1.4. Протяженность ВЛ и мощность трансформаторов, установленных на подстанциях, в энергосистеме Ставропольского края на 01.01.2018 года

Уровень напряжения, кВ	Протяженность ЛЭП, км		Мощность трансформаторов (авто), MBA
	Всего	в т.ч. ФСК ЕЭС	Всего	в т.ч. ФСК ЕЭС	в т.ч. станции
500	490,5	490,5	3806	2004	1802
330	981,9	981,9	6695	1425	5190
110	4809,3	6,2	5594,9	224	709,5
Итого	6281,7	1478,7	16095,9	3653	7701,5

Протяженность ВЛ 110 кВ, эксплуатируемых филиалом ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго", на 01.01.2018 г. составляла 4137,2 км, суммарная мощность трансформаторов на ПС 110 кВ - 3618,5 MBA.

Более подробная характеристика существующих ЛЭП и подстанций напряжением 110 кВ и выше приведена в Приложении Б.

За последние пять лет филиалом ПАО "МРСК Северного Кавказа" "Ставропольэнерго" введены в эксплуатацию три новые ПС 110 кВ.

Для электроснабжения нефтепровода Каспийского трубопроводного консорциума (ЗАО "КТК-Р") в Платовском и Изобильненском районах введены в эксплуатацию ПС 110/10 кВ НПС-4 и ПС 110/10 кВ НПС-5 с трансформаторами мощностью 2x40 MBA. Для присоединения ПС к энергосистеме построены ВЛ 110 кВ Ипатово - НПС-4 протяженностью 20,2 км и Рагули - НПС-4 протяженностью 55 км, ВЛ 110 кВ Баклановская - НПС-5 протяженностью 22,6 км, Безопасная - НПС-5 протяженностью 18,2 км (провод АС- 185).

Для внешнего электроснабжения жилого микрорайона "Западный" в городе Пятигорск введена в эксплуатацию ПС 110/10 кВ Бештау (1-й этап). На 1-м этапе на ПС установлен один силовой трансформатор мощностью 16 MBA и ПС работает по схеме 110-5Н "Мостик с выключателями в цепи трансформаторов" с подключением к сети 110 кВ в рассечку ВЛ 110 кВ Машук - Ессентуки-2 по схеме "заход - выход" с образованием двух новых ВЛ 110 кВ: Машук - Бештау и Бештау - Ессентуки-2. В 2016 году установлен второй силовой трансформатор 16 MBA.

В 2017 году ООО АК "Ставрополь Авто" введена в эксплуатацию ПС 110/10 кВ Автозавод для электроснабжения на территории РИТ-парка г. Михайловска завода по сборке автомобилей. Присоединение ПС к электрическим сетям выполнено в рассечку существующей ВЛ 110 кВ Промкомплекс - Радиозавод по схеме "заход-выход".

В ноябре 2017 года с целью повышения надежности выдачи мощности на Новотроицкой ГЭС был заменен один повышающий трансформатор мощностью 2,5 MBA на трансформатор 6,3 MBA.

Кроме того, для электроснабжения тепличного комплекса ООО "Солнечный дар" в Изобильненском районе по 1-му этапу введена в эксплуатацию ПС 330 кВ Солнечный дар с трансформатором 80 MBA. Подключение ПС к сети выполнено от ВЛ 330 кВ СтГРЭС - Ставрополь 330 со строительством двух ВЛ по схеме "заход-выход".

Компенсация зарядной мощности ВЛ 500 и 330 кВ осуществляется шунтирующими реакторами, установленными на ПС 500 кВ Буденновск в ОРУ 500 кВ (3x60 Мвар) и в ОРУ 330 кВ (3x55 Мвар), на Ставропольской ГРЭС в ОРУ 500 кВ 2х(3х60 МВАр), на ПС 500 кВ Невинномысск в ОРУ 500 кВ (3x60 МВАр).

На подстанциях 110 кВ филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" установлены компенсирующие устройства (БСК) общей мощностью 81,78 Мвар.

Таблица 1.5. Перечень БСК, установленных на ПС 110 кВ Ставропольской энергосистемы на 01.01.2018 г.

Наименование подстанций	Тип КУ	Кол-во	Руст, Мвар	Ррасп, Мвар	Техническое состояние КУ
ПС 110/35/10 кВ Ессентуки-II (ЦЭС)	БСК	1	9,9	9,9	удовл.
ПС 110/10 кВ Суворовская (ЦЭС)	БСК	2	10	-	не в работе
ПС 110/35/10 кВ Светлоград (СЭС)	БСК	2	11,4	11,4	удовл.
ПС 110/35/10 кВ Дивное (СЭС)	БСК	2	10,58	10,58	удовл.
ПС 110/35/10 кВ Ипатово (СЭС)	БСК	2	10,2	10,2	удовл.
ПС 110/35/6 кВ Георгиевск (ВЭС)	БСК	1	9,9	9,9	удовл.
ПС 110/10 кВ НПС-4 (СЭС)	БСК	2	9,9	9,9	удовл.
ПС 110/10 кВ НПС-5 (НЭС)	БСК	2	9,9	9,9	удовл.
Итого:		14	81,78	71,78

Напряжения в сети 110-500 кВ в зимний режимный день 2017 года находились в пределах длительно допустимых значений.

Электрические сети напряжением до 110 кВ включительно эксплуатируются, в основном, филиалом ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" силами шести Производственных сетевых подразделений: Центральные электрические сети, Западные электрические сети, Прикумские электрические сети, Новотроицкие электрические сети, Светлоградские электрические сети и Восточные электрические сети.

В Ставропольской энергосистеме по состоянию на 01.01.2018 года имеется 10 центров питания, характеризующихся высокой загрузкой трансформаторного оборудования, - ПС 110 кВ Ачикулак, ПС 110 кВ Заводская, ПС 110 кВ Лысогорская, ПС 110 кВ Мин-Воды-2, ПС 110 кВ Новопавловская-2, ПС 110 кВ Плаксейка, ПС 110 кВ Полимер, ПС 110 кВ Ессентуки-2, ПС 110 кВ Левокумская, ПС 35 кВ Аэропорт. На 8 из вышеперечисленных подстанций в рамках ИП-2016-2022 г.г. филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" предусмотрена замена силовых трансформаторов на более мощные. Информация по всем остальным центрам питания в части резерва мощности приведена в приложении Б.

Ниже дана более подробная характеристика существующего состояния электрических сетей 110 кВ и выше по производственным подразделениям филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго".

Центральные электрические сети.

Энергорайон включает электрические сети городов Кисловодска, Ессентуки, Пятигорска, Лермонтова, Железноводска и Минеральных Вод, а также Предгорного, Минераловодского, Александровского, Андроповского и Новоселицкого районов.

Потребление энергорайона в максимум зимнего режимного дня 2017 года составило 348 МВт.

Основными центрами питания энергорайона являются ПС 330 кВ Машук, на которой установлены два автотрансформатора 330/110/35/10 кВ мощностью по 200 MBA, два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью по 80 MBA и ПС 330 кВ Ильенко с двумя автотрансформаторами 330/110/10 кВ мощностью по 125 MBA и двумя трансформаторами 110/10 кВ мощностью по 16 MBA.

Загрузка автотрансформаторов на ПС 330 кВ Машук в максимум зимнего режимного дня 2017 года составляла 164,7 MBA. Нагрузка трансформаторов 110/35/10 кВ 2x80 MBA в максимум зимнего режимного дня 2017 г. составляла 45,7 MBA, что составляет 57% мощности трансформаторов для схемы "N-1".

Загрузка автотрансформаторов на ПС 330 кВ Ильенко в максимум зимнего режимного дня 2017 года составляла 52,9 MBA.

Электроснабжение энергорайона осуществляется также от Кубанской ГЭС-2 и Кубанской ГЭС-3 по ВЛ 110 кВ ГЭС-2 - Майская - Октябрьская - Суворовская, ГЭС-2 - Т-302, ГЭС-3 - Водораздел, от ПС 330 кВ Благодарная по ВЛ 110 кВ Благодарная - Ставропольская - Ленинская и от ПС 330 кВ Черкесск по ВЛ 110 кВ Черкесск - Ильичевская - Бекешевская - Учкекен - Зеленогорск.

На территории энергорайона функционируют ТЭЦ в г. Лермонтов, Кисловодская ТЭЦ, Запикетная ГПА-ТЭЦ, Горячеводская ГЭС и Ессентукская ГЭС, ГПУ ЗАО "Сен-Гобен Кавминстекло". Суммарная установленная мощность электростанций составляет 41,1 МВт.

Электроснабжение энергорайона осуществляется через 36 ПС 110 кВ на которых установлено 68 трансформаторов 110 кВ суммарной мощностью 1085,9 MBA. По замерам ЗРД 2017 года наиболее загруженными были трансформаторы на подстанциях 110 кВ Ессентуки-2 (Тр-1 - 59%, Тр-2 - 80%), Зеленогорская (Тр-2 - 57%), Горячеводская (Тр-2 - 54%), Мин-Воды-2 (Тр-2 - 75%), Аэропорт (Тр-1 - 53%), Белый Уголь (Тр-1 - 63%).

Наибольшие перетоки мощности имели место по ВЛ 110 кВ ГЭС-2 - Т-302 (Л-49) - 58,7 МВт, ВЛ 110 кВ Т-302 - Солуно-Дмитриевская (Л-150) - 58,7 МВт, ВЛ 110 кВ Солуно-Дмитриевская - Кинжал (Л-3) - 57 МВт и ВЛ 110 кВ Т-303 - Кинжал (Л-50) - 52,4 МВт.

Напряжения в сети 110 кВ в максимум режимного дня 2017 года находились в пределах 112-117 кВ. Наименьшие напряжения на ПС 110 кВ Мин-Воды-2, Т-303. В электрических сетях 110 кВ и выше энергорайона установлено 19,9 Мвар компенсирующих устройств (БСК), в том числе: на ПС 110 кВ Ессентуки-2 - 9,9 Мвар и ПС 110 кВ Суворовская - 10 Мвар (находится в не рабочем состоянии).

Западные электрические сети.

Энергорайон включает электрические сети городов Ставрополя, Невинномысска и Михайловска, а так же Кочубеевского, Шпаковского и Грачевского районов.

Потребление энергорайона в максимум зимнего режимного дня 2017 года составляло 513,2 МВт (включая нагрузку ООО "Невинномысский Азот и ООО "Став Сталь").

Электроснабжение энергорайона осуществляется по сети 110 кВ от ПС 330 кВ Ставрополь, Кубанской ГЭС-3 и ГЭС-4, от Невинномысской ГРЭС и от Ставропольской ГРЭС. Суммарная нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ 3x125 MBA на ПС 330 кВ Ставрополь в максимум зимнего режимного дня 2017 года составляла 178,5 MBA.

На территории, обслуживаемой Западными электрическими сетями, функционируют также Свистухинская ГЭС, Сенгилеевская ГЭС и Егорлыкская ГЭС. Суммарная установленная мощность данных электростанций составляет 56,8 МВт, а их участие в покрытии максимума нагрузки зимнего режимного дня 2017 года незначительно и составляет 7-10 МВт. В летний период эти ГЭС покрывают 30-50 МВт потребности энергорайона.

На территории Западных электрических сетей функционируют 27 подстанций 110 кВ на которых установлено 54 трансформатора с суммарной мощностью 1393,4 MBA. По замерам ЗРД 2017 года наиболее загруженными были трансформаторы на ПС 110 кВ Новая Деревня Тр-1 - 58%, ПС 110 кВ Западная Тр-2 - 57%, ПС 110 кВ Восточная - Тр-1 - 51%, ПС 110 кВ Заводская Тр-2 - 81%, ПС 110 кВ Южная Тр-1 - 62% и Тр-2 - 63%, ПС 110 кВ Пригородная Тр-1 - 55% и ПС 110 кВ Промышленная Тр-2 - 50%.

Наибольшие перетоки мощности имели место по ВЛ 110 кВ, отходящим от Невинномысской ГРЭС: ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Прикубанская (Л-57) - 65,2 МВт, ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Новая Деревня (Л-25) - 63,2 МВт, ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Южная с отпайкой на ПС Темнолесская (Л-23) - 60,3 МВт, ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Т-301 (Л-24) - 52,3 МВт и по транзиту 110 кВ от Ставропольской ГРЭС, ВЛ 110 кВ Сенгилеевская ГЭС - Егорлыкская ГЭС (Л-13) - 58,1 МВт.

Напряжение в сети 110 кВ в максимум режимного дня 2017 года обеспечивалось в пределах 115-120 кВ. Наименьшие напряжения на ПС 110 кВ Западная. Компенсирующих устройств на ПС 110 кВ Западного энергорайона нет.

Прикумские электрические сети.

Энергорайон включает в себя электрические сети городов Буденновска и Нефтекумска, а так же Арзгирского, Буденновского, Левокумского и Нефтекумского районов.

Потребление энергорайона в максимум зимнего режимного дня 2017 года составило 145,2 МВт.

Электроснабжение района осуществляется от ПС 500 кВ Буденновск, ПС 330 кВ Прикумск и Буденновской ТЭС.

На ПС 500 кВ Буденновск установлено две группы автотрансформаторов 500/330 кВ мощностью 2х(3х167) MBA и один автотрансформатор 330/110 кВ мощностью 125 MBA. На ПС 330 кВ Прикумск установлено два автотрансформатора 330/110/10 кВ мощностью по 200 MBA и два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью по 16 MBA. Загрузка автотрансформатора 500/330 кВ на ПС 500 кВ Буденновск в максимум зимнего режимного дня 2017 г. составила 511,7 MBA, автотрансформатора 330/110 кВ - 13,3 MBA, загрузка автотрансформаторов 330/110 кВ на ПС 330 кВ Прикумск - 135,3 MBA.

На Буденновской ТЭС установлены 2 газотурбинные установки мощностью по 59 МВт каждая и паровая турбина мощностью 35 МВт, а также генератор паровой турбины мощностью 40,77 МВт и генераторы газовой турбины мощностью 64 МВт.

На территории энергорайона в настоящее время эксплуатируется 28 ПС 110 кВ. На ПС 110 кВ установлено 45 трансформаторов 110 кВ суммарной мощностью 657,8 MBA. По замерам ЗРД 2017 года наиболее загруженными были трансформаторы на ПС 110 кВ Ачикулак Тр-1 - 59% и Тр-2 - 64%, ПС 110 кВ Левокумская Тр-2 - 90%, ПС 110 кВ Плаксейка Тр-1 - 58%, ПС 110 кВ Городская Тр-2 - 71% и ПС 110 кВ Урожайная Тр-1 - 73% .

Наибольшие перетоки мощности имели место по ВЛ 110 кВ Нефтекумск - Затеречная (Л-65) - 61 МВт и ВЛ 110 кВ Покойная - Левокумская с отпайкой на ПС Красный Октябрь (Л-86) - 49 МВт.

Напряжения в сети 110 кВ в максимум режимного дня 2017 года находились в пределах 110-116 кВ. Минимальные напряжения на ПС 110 кВ Затеречная. В сетях 110 кВ Прикумских электрических сетей филиала "Ставропольэнерго" компенсирующих устройств нет.

Светлоградские электрические сети.

Энергорайон включает электрические сети городов Светлоград, Ипатово и Благодарный, а так же Благодарненского, Петровского, Туркменского, Ипатовского и Апанасенковского районов.

Потребление энергорайона в максимум зимнего режимного дня 2017 года составило 92,6 МВт.

Генерирующих источников на территории энергорайона нет. Основное электроснабжение района осуществляется от ПС 330 кВ Благодарная и ПС 330 кВ Ставрополь.

На ПС 330 кВ Благодарная установлен один автотрансформатор 330/110/10 кВ мощностью 125 MBA, загрузка которого в максимум зимнего режимного дня 2017 г. составила 41 MBA. Электроснабжение энергорайона обеспечивается так же от Ставропольской ГРЭС по ВЛ 110 кВ Дмитриевская - Тахта и от ПС 330 кВ Ставрополь по двум ВЛ 110 кВ: Ставрополь - Константиновская и Ставрополь - Грачевская - Светлоград.

Количество подстанций 110 кВ на территории энергорайона в настоящее время составляет 20 шт., на которых установлено 38 силовых трансформаторов суммарной мощностью 473,4 MBA. Трансформаторы на ПС 110 кВ в отчетный период были загружены менее чем на 50% от их суммарной мощности.

Загрузка ВЛ 110 кВ находится в пределах рекомендуемой по экономической плотности тока.

Напряжения в сети 110 кВ в максимум режимного дня 2017 года находились в пределах 112-117 кВ.

В электрической сети 110 кВ энергорайона установлены компенсирующие устройства, мощностью 42,08 Мвар, в том числе: на ПС Светлоград - 11,4 Мвар, на ПС Дивное - 10,58 Мвар, на ПС Ипатово - 10,2 Мвар, на ПС НПС-4 - 9,9 Мвар.

Новотроицкие электрические сети.

Энергорайон включает электрические сети городов Новоалександровска и Изобильного, а так же Изобильненского, Новоалександровского, Труновского и Красногвардейского районов.

Потребление энергорайона в максимум зимнего режимного дня 2017 года составило 101 МВт.

Электроснабжение энергорайона осуществляется по сети 110 кВ от Ставропольской ГРЭС. На Ставропольской ГРЭС установлены два АТ 330/110 кВ мощностью по 200 MBA.

На территории энергорайона так же функционируют Новотроицкая ГЭС, Егорлыкская ГЭС-2 и блокстанция - ТЭЦ Изобильненского сахарного завода. Суммарная установленная мощность этих электростанций составляет 29,9 МВт, а их участие в покрытии максимума нагрузки зимнего режимного дня 2017 года - 4,4 МВт.

Количество ПС 110 кВ на территории энергорайона в настоящее время составляет 2 шт., на которых установлено 38 силовых трансформаторов 110 кВ суммарной мощностью 502,8 MBA. По замерам ЗРД 2017 года наиболее загруженными были трансформаторы на ПС 110 кВ Рыздвянная Тр-1 - 70%, ПС 110 кВ Преградная Тр-1 - 75%, ПС 110 кВ Красногвардейская Тр-2 - 66% и ПС 110 кВ Новоалександровская Тр-1 - 56%.

Наибольшие перетоки мощности имеют место по ВЛ 110 кВ, отходящим от Ставропольской ГРЭС: ВЛ 110 кВ Ставропольская ГРЭС - Солнечная (Л-129) - 50,5 МВт и ВЛ 110 кВ Егорлыкская ГЭС-2 - Дружба (Л-15) - 47,5 МВт.

Напряжения в сети 110 кВ в максимум зимнего режимного дня 2017 года находились в пределах 117-119 кВ.

В электрической сети 110 кВ энергорайона, на ПС НПС-5, установлены компенсирующие устройства, мощностью 9,9 Мвар.

Восточные электрические сети.

Энергорайон включает электрические сети городов Георгиевска, Новопавловска и Зеленокумска, а так же Георгиевского, Советского, Кировского, Степновского и Курского районов.

Потребление энергорайона в максимум зимнего режимного дня 2017 года составило 116 МВт.

Электроснабжение энергорайона осуществляется по четырем ВЛ 110 кВ из Центрального энергорайона: Машук - Георгиевск, Машук - Подкумок, Георгиевск - Мин-Воды-2 и Новоселицкая - Ново-Ульяновская, по двум ВЛ 110 кВ от ПС 330 кВ Прикумск: Прикумск - Зеленокумск (Л-80 и Л-165). Курский район получает питание от ПС 330 кВ Прохладная и ПС 330 кВ Моздок по транзиту ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Ростовановская - Соломенская - Восток - Троицкая - Моздок.

На территории энергорайона функционирует малая Орловская ГЭС (Руст. = 2,4 МВт), которая не играет существенной роли в покрытии нагрузок.

На территории Восточного энергорайона эксплуатируется 22 ПС 110 кВ, на которых установлено 44 трансформатора 110 кВ суммарной мощностью 548,1 MBA. По замерам ЗРД 2017 года наиболее загруженными были трансформаторы на ПС 110 кВ Прогресс Тр-1 - 56% и Тр-2 - 59%, ПС 110 кВ Ростовановская Тр-1 - 56% и Тр-2 - 59%, ПС 110 кВ Троицкая Тр-1 - 58% и ПС 110 кВ Электропривод Тр-2 - 71%.

Загрузка ВЛ 110 кВ находится в пределах рекомендуемой по экономической плотности тока.

Напряжения в сети 110 кВ в максимум режимного дня 2017 года находились в пределах 112-115 кВ.

В электрической сети 110 кВ энергорайона (ПС 110 кВ Георгиевская) установлены компенсирующие устройства, мощностью 9,9 Мвар.

1.5. Анализ исполнения мероприятий, предусмотренных "Схемой и программой развития электроэнергетики Ставропольского края на период 2018-2022 г.г.

Анализируя ход исполнения мероприятий, предусмотренных "Схемой и Программой развития электроэнергетики Ставропольского края на 2018-2022 г.г.", отмечаем следующее:

- введена в эксплуатацию ПС 110 кВ Автозавод с трансформаторами 2x16 MBA;

- введена в эксплуатацию по 1-му этапу ПС 330 кВ Солнечный дар с трансформатором 80 MBA;

- планируемый ввод в эксплуатацию четырех ПС 110 кВ с ВЛ-110 кВ для электроснабжения резидентов 2-й очереди Рит-парка в г. Невинномысске перенесен Заказчиком на 2020 год;

- планируемый ввод в эксплуатацию мощности Старомарьевской СЭС перенесен на 2019 год;

- реконструкция ПС 110 кВ Заводская с заменой Т-2 10 MBA на 16 MBA перенесена на 2019 год;

2. Оценка спроса на электрическую энергию и режимы ее потребления в Ставропольском крае в 2018-2023 г.г.

Социально-экономическое развитие Ставропольского края и соответственно прогноз роста электропотребления на его территории рассматривается по энергорайонам в границах электросетевых предприятий филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго".

2.1. Центральный энергорайон

Основное увеличение электрических нагрузок в энергорайоне предполагается за счет развития курортного, туристического и агропромышленного комплексов, а так же жилищного строительства.

Наиболее крупными вновь вводимыми объектами строительства в регионе являются:

- региональный индустриальный парк "АПП "Ставрополье" в районе с. Ульяновка Минераловодского района (заявленная мощность 16,035 МВт) с электропитанием в соответствии с ТУ-669р от 21.03.2017 г., от проектируемой ПС 110 кВ Луч, присоединяемой отпайкой к ВЛ 110 кВ Кинжал - Солуно-Дмитриевская (Л-3). Планируемые сроки ввода: 1-й этап 2018 год (6,936 МВт) с вводом ПС 110 кВ Луч с отпайкой от Л-3, 2-й этап 2019 год (12,049 МВт), 3-й этап 2020 год (16,035 МВт).

- центр МЧС для размещения спасательного отряда в п. Иноземцево с электропитанием в соответствии с ТУ-303р от 06.12.2012 г., от ПС 330 кВ Машук (заявленная мощность - 3,9 МВт, первая очередь объекта с мощностью энергоустановок 1,4 МВт введена в работу в 2017 г.);

- увеличение мощности на 3,5 МВт для нужд АО "Кисловодская сетевая компания" с электропитанием в соответствии с ТУ-390 от 20.02.2014 г., от ПС 110 кВ Зеленогорская, планируемый срок ввода в работу 2021 год.

Для электроснабжения торгового центра в с. Винсады заявлена электрическая мощность 1,5 МВт с эл. питанием, в соответствии с ТУ-487 от 03.06.2015 г., от ПС 110 кВ Ново-Бештаугорец. Планируемый срок ввода мощностей - 2018 г.

Кроме того, в соответствии с заключенными с ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро" договорами на технологическое присоединение планируется увеличение присоединенных мощностей по следующим объектам:

- на 2 МВт до 3,036 МВт в г. Минеральные Воды с электропитанием от ПС 110 кВ Минводы-2, планируемый срок ввода в работу 2018 год;

- на 0,67 Мвт до 1,32 МВт в г. Минеральные Воды с электропитанием от ПС 110 кВ Щебзавод, планируемый срок ввода в работу 2018 год.

2.2. Западный энергорайон

Основное увеличение электрических нагрузок в энергорайоне предполагается за счет развития промышленности и жилищного строительства.

За последний год потребление электроэнергии возросло за счет ввода крупных объектов резидентов созданного Невинномысского регионального индустриального парка (РИТ-парк).

Невинномысский РИТ-парк расположен в северной промышленной зоне г. Невинномысска на участке около 700 га и состоит из двух очередей: первая, площадью 204 гектара, примыкающая к АО "Невинномысский Азот", практически полностью освоена. Вторая очередь, площадью около 500 га, находится между федеральной автотрассой М-29 "Кавказ" и промышленной зоной Невинномысска, примыкая к первой очереди в северном направлении.

Резиденты 1-й очереди парка:

- логистический комплекс ООО "Терминал";

- завод по производству сэндвич-панелей и систем вентиляции ЗАО "Лиссант-Юг";

- завод по производству оцинкованных профилей для монтажа гипсокартонных плит ООО "Невинномысский профиль";

- завод ООО "Южная строительная компания" по выпуску товарного бетона, бетоноизделий и СИП-панелей для строительства домокомплектов;

- металлургический завод ООО "СтавСталь";

- завод по производству полимерных биоцидов ООО "Техно-Пром";

- завод по производству сухих строительных смесей ООО "ПК Строймонтаж ЮГ";

- завод по производству диметилового эфира высокой чистоты ООО "Инновации. Проекты. Инжиниринг";

- фабрика по первичной обработке шерсти ООО "Невинномысская фабрика первичной обработки шерсти" проектной мощностью до 2 200 т мытой шерсти в год;

- завод по производству светодиодных ламп ООО "Световые инновационные технологии";

- завод для производства строительных модульных панельных конструкций из легкого и сверхпрочного паробетона ООО "Иннова Строй Групп";

- завод по производству многослойных мешков ООО "МК-Невпром".

Заявленная нагрузка предприятий 1-й очереди парка составляет 100 МВт. Электроснабжение объектов осуществляется от построенных ПС 110/10 кВ кВ# Рит-парк и ПС 110 кВ Печная, присоединяемых по ЛЭП - 110 кВ к НГРЭС.

Якорным резидентом второй очереди индустриального парка намерено выступить ООО "ДерВейс Индастриал", которое планирует строительство в Невинномысске автозавода. На заводе будет налажена промышленная сборка автомобилей (среднеразмерных кроссоверов и легковых автомобилей), включая сварку кузовов, окраску, сборку и диагностику техники. Планируемая мощность завода составит 100 тыс. автомобилей в год.

В соответствии с ТУ 349р от 04.10.2013 г. в 2015 году введена в работу ПС 110 кВ Фармацевт с ВЛ 110 кВ ВНИИОК - Фармацевт протяженностью 32,7 км проводом АС-185. На ПС 110 кВ Фармацевт установлены два трансформатора по 25 MBA каждый. Схема РУ 110 кВ подстанции принята 110-12 "Одна рабочая, секционированная выключателем, и обходная системы шин". Резервное питание подстанции предусматривается отпайкой от существующей ВЛ 110 кВ Ставрополь - Промышленная. После проведения комплексного опробования оборудования ПС 110 кВ Фармацевт она была выведена в холодный резерв в связи с не решением вопросов по эксплуатационному и оперативному обслуживанию вновь введенной подстанции. В условиях неопределенности вопроса строительства завода по производству лекарственных форм антибиотиков, представляется целесообразным использовать данную подстанцию в качестве нового питающего центра для резервирования существующих и развития новых сетей 10 кВ, питающих коммунально-бытовую нагрузку г. Ставрополя. В частности, в случае разрешения всех вопросов по эксплуатационному и оперативному обслуживанию ПС 110 кВ Фармацевт, рекомендуется строительство новых КВЛ-10 кВ для перевода и резервирования части нагрузок с ПС 110 кВ Заводская.

Между правительством Ставропольского края и ФСК подписано соглашение о строительстве электрических сетей и подстанций на территории второй очереди регионального парка. Предусматривается строительство 4-х ПС 110 кВ с эл. питанием, в соответствии с ТУ от 12.01.2012 г. и с внесенными изменениями от 12.05.2012 г., от проектируемых ПС 110 кВ с присоединением по ВЛ 110 кВ к ПС 500 кВ Невинномысск.

В г. Ставрополе за последнее время активно ведется жилищное строительство. На северо-западной стороне г. Ставрополя вдоль автодороги М4 планируется строительство жилого района "Русский лес" (заявленная нагрузка - 10 МВт). На земельном участке общей площадь 467 га, из которых 108 га расположены в черте города Ставрополя, а 359 га находятся в границах села Верхнерусского Шпаковского муниципального района предполагается создание полноценного города-спутника рассчитанного на численность населения в 76 тыс. жителей, с общей площадью 2 млн. кв. м жилья. (Эл. питание объекта, в соответствии с ТУ-721р от 25.08.2017 г., от ПС 110 кВ Промкомплекс). Ввод в работу планируется поэтапно в следующих объемах: 2018 г. - 2,0 МВт, 2019 - 2,0 МВт, 2020 - 6 МВт.

Для строительства жилого комплекса в г. Ставрополе по ул. Южный обход заявлена электрическая мощность 4,0 МВт с эл. питанием, в соответствии с ТУ-517 от 09.09.2015 г., от ПС 110 кВ Южная. Планируемый срок ввода мощностей - 2018 год.

Для строительства жилого комплекса в г. Ставрополе по пр. Кулакова заявлена электрическая мощность 2,0 МВт с эл. питанием, в соответствии с ТУ-605 от 12.08.2016 г., от ПС 110 кВ Лесная. В 2017 году введена мощность 1 МВт по первому этапу. Ввод второго этапа - 1 МВт намечен в 2018 г.

Для строительства жилого микрорайона по ул. Апанасенковская заявлена электрическая мощность 4,0 МВт с эл. питанием, в соответствии с ТУ-514 от 07.09.2015 г., от ПС 110 кВ Восточная. Планируемый срок ввода мощностей - 2019 г.

В Юго-Западном районе г. Ставрополя ООО "Мириди-А" заявлена электрическая мощность 3,0 МВт с эл. питанием, в соответствии с ТУ-412 от 11.06.2014 г., от ПС 110 кВ Центральная. Планируемый срок ввода мощностей - 2018 г.

ООО "Строительное управление - 7 ЮгСтройИнвест" заявлена электрическая мощность 7,6 МВт с эл. питанием, в соответствии с ТУ-589р от 06.07.2016 г., от ПС 110 кВ Центральная. В 2017 году введен 1-й этап с мощностью 0,75 МВт. Планируемые сроки ввода 2-го этапа 4,2 МВт - в 2018 г., 3-го этапа 2,65 МВт - в 2020 г.

15.07.2011 года вышло Распоряжение Правительства Ставропольского края N 271-рп "О создании регионального индустриального парка на территории города Михайловска Шпаковского района Ставропольского края". В г. Михайловске строится микрорайон "Северо-Запад" на территории бывшего ГУП ОПХ Михайловское (заявленная нагрузка - 3,9 МВт). Электропитание микрорайона, в соответствии с ТУ-709р от 18.07.2017 г. предусматривается от ПС 110 кВ Радиозавод. Планируемый срок ввода - 2020 г.

В Шпаковском районе планируется строительство сельхоз-производственного комплекса ООО ОПХ "Шпаковское" с заявленной мощностью 2,0 МВт. Электропитание, в соответствии с ТУ-772 от 25.01.2018 г., от ПС 110 кВ Радиозавод, планируемый срок ввода мощности 2019 год.

Кроме того, планируется увеличение присоединенной мощности существующих потребителей:

на 4 МВт энергопринимающих устройств ООО "Ставропольская сетевая компания", с электропитанием в соответствии с ТУ-711 от 14.07.2017, от ПС Северная. Планируемый срок ввода мощностей - 2019 год;

на 1 МВт энергопринимающих устройств АО "Молочный комбинат "Ставропольский", с электропитанием в соответствии с ТУ-743 от 15.09.2017, от ПС Западная. Планируемый срок ввода мощностей - 2018 год;

на 1 МВт энергопринимающих устройств АО "Ставропольские городские электрические сети", с электропитанием в соответствии с ТУ-739 от 03.10.2017, от ПС Южная. Планируемый срок ввода мощностей: 1-й этап 0,5 МВт - 2018 год, 2-й этап 0,5 МВт - 2020 год.

2.3. Прикумский энергорайон

Основное увеличение электрических нагрузок в энергорайоне предполагается за счет строительства газохимического комплекса (ГХК) АО "Лукойл" с индустриальным парком в г. Буденновске и развития агропромышленного комплекса.

АО "Лукойл" приступило к строительству газохимического комплекса (ГХК) в г. Буденновске на промышленной площадке компании "Ставролен".

Мощность строящегося газохимического комплекса может составить до 8,7 млрд. куб. м попутного нефтяного газа в год. На первом этапе проекта планируется построить первую очередь газоперерабатывающей установки на 2,2 млрд. куб. м для переработки газа и модернизировать существующую установку этилена на "Ставролене" для максимального замещения прямогонного бензина на ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов).

На втором этапе запланировано строительство второй очереди ГПУ, что позволит полностью перевести комплекс на ШФЛУ собственного производства. На третьем этапе будут созданы новая установка пиролиза мощностью 380 тыс. т по этилену, установка пиролиза этана мощностью 225 тыс. т по этилену, установки производства полиэтилена на 255 тыс. т и 380 тыс. т в год, установка полипропилена мощностью 200 тыс. т в год. Завершить строительство ГХК планируется в 2020 году.

03.03.2011 года вышло Распоряжение Правительства Ставропольского края N 83-рп "О создании регионального индустриального парка на территории города Буденновска Буденновского района Ставропольского края".

Региональный индустриальный парк расположен в шлейфовой зоне завода "Ставролен" в г. Буденновске на площади 60 га.

Резидентами индустриального парка являются: ООО "Полипропилен" с проектом организации производства полипропиленовых труб и фасовочных мешков из бумаги и полиэтилена и ООО "Лукойл-Ставропольэнерго".

Для обеспечения электроснабжения Буденновского технопарка построены введены в работу две ПС 110/10 кВ ГПП-2 и ГПП-3 с установленной мощностью силовых трансформаторов 2x40 MBA и электропитанием по ВЛ 110 кВ от ПС 500 кВ Буденновск и ПС 330 кВ Прикумск.

Предполагаемая нагрузка строящегося газохимического комплекса АО "Лукойл" и индустриального парка при полном развитии может составить 45 МВт.

Ведется строительство установки очистки и переработки газа в городе Нефтекумске, инициатором проекта является ООО "РН-Ставропольнефтегаз" (заявленная нагрузка - 3,11 МВт). Электропитание, в соответствии с ТУ-173р от 03.08.2010 г, предусмотрено от ПС 110 кВ Нефтекумск, планируемый срок ввода мощностей объекта - 2018 год.

ООО "Агрокомплекс Восточный" ведет строительство тепличного комплекса, мощностью 5 МВт. Электропитание объекта, в соответствии с ТУ N 736 от 08.09.2017, предусмотрено от ПС Красный Октябрь, планируемый срок ввода мощностей объекта: 1-й этап 3,6 МВт в 2018 году, 2-й этап 1,4 МВт в 2021 году.

2.4. Новотроицкий энергорайон

Основное увеличение электрических нагрузок в энергорайоне предполагается за счет строительства промышленных объектов в созданных индустриальных парках и ввода в эксплуатацию нефтеперекачивающих станций ЗАО "Каспийский трубопроводный консорциум-Р".

В районе с. Птичье Изобильненского введена в эксплуатацию НПС N 5 в рамках реализации проекта расширения нефтепроводной системы ЗАО "Каспийский трубопроводный консорциум - Р" (заявленная нагрузка - 27 МВт).

ООО "Транслогистик" ведет строительство сахарного завода, мощностью 2 МВт, в Новоалександровском районе с эл. питанием, в соответствии с ТУ-516 от 16.09.2015 г. от ПС 110 кВ Новоалександровская. Планируемый срок ввода объекта - 2018 г.

ООО "Солнечный дар" ведет строительство тепличного комплекса, мощностью 2 МВт, в районе пос. Солнечнодольск с эл. питанием, в соответствии с ТУ-544 от 21.01.2016 г. от ПС 110 кВ Солнечная. Планируемый срок ввода объекта - 2020 г.

2.5. Светлоградский энергорайон

Основное увеличение электрических нагрузок в энергорайоне предполагается за счет ввода в эксплуатацию нефтеперекачивающих станций ЗАО "Каспийский трубопроводный консорциум - Р". В Ипатовском районе в рамках реализации проекта расширения нефтепроводной системы ЗАО "Каспийский трубопроводный консорциум-Р" введена в эксплуатацию НПС N 4 (заявленная нагрузка - 27,8 МВт).

2.6. Восточный энергорайон

Основное увеличение электрических нагрузок в энергорайоне предполагается за счет развития агропромышленного комплекса.

27.08.2010 года вышло Распоряжение Правительства Ставропольского края N 346-рп "О создании регионального индустриального парка на территории города Георгиевска Ставропольского края".

Региональный индустриальный парк расположен в северо-западной промышленной зоне города Георгиевска на территории 106 га.

Резидентами индустриального парка являются:

ООО "Агропродукт" с проектом "Строительство комплекса по переработке зерновых культур: крупозавода, завода по производству макаронных изделий, завода по производству комбикорма";

ООО "Георгиевский комбинат строительных материалов" с проектом "Строительство кластера по производству высокотехнологичных керамических изделий". Заявленная мощность 7,4 МВт, с электропитанием, в соответствии с ТУ-407р от 03.07.2014 г., от ПС 110 кВ Полимер. Планируемый срок ввода в работу объекта - 2018-2020 годы.

Начата работа над новым инвестиционным проектом строительства тепличного комплекса:

ООО "Кавказский томат" в окрестностях г. Новопавловска ведет строительство тепличного комплекса по выращиванию овощной продукции (заявленная нагрузка 4,9 МВт) с электропитанием, в соответствии с ТУ-375 от 10.12.2013 г., от ПС 110 кВ Новопавловская-2. Планируемый срок ввода объекта в работу - 2018 год.

2.7. Режимы потребления электроэнергии

В данной работе представлен базовый вариант перспективных уровней электропотребления Ставропольской энергосистемы в период до 2023 года, разработанный в соответствии с проектом "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2018 - 2024 г.г.";

По базовому варианту электропотребление в Ставропольском крае в 2023 году может составить 11233 млн. кВт.ч, а максимум нагрузки 1819 МВт. В 2018 - 2023 г.г. среднегодовые темпы роста электропотребления прогнозируются в размере 1,25%, максимума нагрузки - 1,47%.

Темпы изменения электропотребления, максимума нагрузки и числа часов его использования по рассматриваемому варианту прогноза электропотребления на территории Ставропольского края на 2018-2023 годы приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1 - Электропотребление и максимум нагрузки Ставропольской энергосистемы на перспективу до 2023 года.

Наименование показателей	2017 г. отчет	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.
Электропотребление, млн. кВт.ч	10430	10584	10719	10884	11018	11136	11233
Темпы роста, %	1,6	1,5	1,3	1,5	1,2	1,1	0,9
Максимум нагрузки, МВт	1667	1701	1717	1760	1779	1800	1819
Темпы роста, %	-1	2,0	0,9	2,5	1,1	1,2	1,1
Число часов использования максимума нагрузки, час	6257	6222	6243	6184	6193	6187	6175

Учитывая незначительные темпы роста максимума нагрузки по базовому варианту, в соответствие с Методическими указаниями по определению степени загрузки вводимых после строительства объектов электросетевого хозяйства, а так же по определению и применению коэффициентов совмещения максимума потребления электрической энергии (мощности), утвержденных Приказом Минэнерго РФ от 06.05.2014 N 250, коэффициент совмещения максимумов нагрузки для вновь вводимых крупных объектов (РИТ-Парк, СтавСталь, Тепличные комплексы) принимался равным 0,15. Нагрузка прочих потребителей, с которыми заключены договора на технологическое присоединение на рассматриваемый период, при расчетах определялась с учетом числа использования максимума нагрузки, которое, в зависимости от характера нагрузки потребителей принималось равным от 4600 до 8200. При этом учитывался незначительный спад потребления действующими электроустановками существующих потребителей.

Показатели электропотребления по территориям производственных подразделений (ПП) филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" для рассматриваемого варианта прогноза электропотребления на территории Ставропольского края на 2018-2023 годы приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 Прогноз потребления (нагрузки) по филиалу ПАО "МРСК СК" - "Ставропольэнерго".

N п.п.	Наименование	Мощность. МВт
		2017 год максимум	2018		2019		2020		2021		2022		2023
			прирост	нагрузка	прирост	нагрузка	прирост	нагрузка	прирост	нагрузка	прирост	нагрузка	прирост	нагрузка
1	Новотроицкие ЭС	98.5	1.5	100.0	1.8	101.8	0.0	101.8	0.9	102.7	0.0	102.7	0.0	102.7
2	Западные ЭС	568.0	24.9	592.9	17.9	610.7	47.9	658.6	5.2	663.8	18.0	681.8	20.0	701.8
	в т.ч. Азот	129.0	0.0	129.0	0.0	129.0	0.0	129.0	0.0	129.0	0.0	129.0	0.0	129.0
	РИТ-Парк Невинномысск	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	24.0	24.0	0.0	24.0	18.0	42.0	20.0	62.0
	СтавСталь	45.0	0.0	45.0	0.0	45.0	0.0	45.0	0.0	45.0	0.0	45.0	0.0	45.0
	Солнечный дар	0.0	2.0	2.0	0.0	2.0	20.0	22.0	0.0	22.0	0.0	22.0	0.0	22.0
	Интер-Юг	0.0	0.0	0.0	5.9	5.9	0.0	5.9	0.0	5.9	0.0	5.9	0.0	5.9
3	Светлоградские ЭС	104.0	1.0	105.0	0.0	105.0	0.5	105.5	0.9	106.4	0.0	106.4	0.0	106.4
4	Центральные ЭС	366.0	14.3	380.3	3.1	383.4	2.4	385.9	5.7	391.6	0.0	391.6	0.0	391.6
5	Восточные ЭС	122.0	6.4	128.4	0.9	129.3	1.0	130.2	0.0	130.2	0.0	130.2	0.0	130.2
6	Прикумские ЭС	152.0	2.3	154.3	0.0	154.3	0.2	154.6	3.8	158.3	2.9	161.2	0.0	161.2
	в т.ч. Ставролен	51.0	0.0	51.0	0.0	51.0	0.0	51.0	0.0	51.0	0.0	51.0	0.0	51.0
7	Ставропольская энергосистема	1411		1461		1485		1537		1553		1574		1594
8	Собственные нужды станций	160.0		160		160		150		150		150		150
9	Потери в сетях 110 кВ и выше	96.0		80		72		73		76		76		75
10	Итого по энергосистеме	1667		1701		1717		1760		1779		1800		1819

Примечание:

1) В столбце "Прирост" приведены величины новых нагрузок, присоединяемых к существующим подстанциям, заявленных потребителями в соответствии с договорами на технологическое присоединение.

3. Развитие источников электроснабжения в период до 2023 года.
Балансы мощности и электроэнергии

3.1. Развитие источников электроснабжения

Развитие генерирующих источников на территории Ставропольского края на перспективу по базовому варианту принято в соответствии с проектом "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2018-2024 годы".

Покрытие прогнозируемого спроса на электроэнергию в Ставропольской энергосистеме в период до 2023 года, по базовому варианту, предусматривается за счет действующих на территории Ставропольского края электростанций, а также за счет планируемых к строительству МГЭС, солнечной ЭС и ветровых ЭС, описание которых будет в данном разделе.

Нефтяная компания АО "Лукойл" в марте 2015 г. ввела в работу Буденновскую ТЭС на территории регионального индустриального парка, расположенного в непосредственной близости от нефтехимического предприятия "Ставролен" в г. Буденновске.

Буденновская ТЭС предназначена для обеспечения потребностей газохимического комплекса, который Лукойл планирует построить в Буденновске на промышленной площадке "Ставролена". Кроме этого, часть электрической и тепловой энергии будет направляться другим потребителям региона.

Электрическая мощность ТЭС составляет 153 МВт. В состав ТЭС вошли две газовые турбины Trent 60 мощностью по 59 МВт, два паровых котла-утилизатора и одна паровая турбина мощностью 35 МВт Выдача мощности ТЭС осуществляется на напряжении 110 кВ.

В феврале 2016 года в г. Кисловодске ООО "Лукойл-Ставропольэнерго" введена в эксплуатацию ГПА-ТЭЦ "Запикетная". На станции установлены три газопоршневых агрегата GES-EH 1750 G на базе двигателей фирмы Cummins модели 1750 GQNB мощностью 1,75 МВт каждый. Подключение ГПА осуществлено через подстанцию 110 кВ Запикетная. Выработка электроэнергии составит 35,6 млн. кВт.ч в год, а отпуск тепловой энергии от газопоршневых агрегатов - 33,6 тыс. Гкал в год.

В соответствие с проектом СиПР ЕЭС 2018-2024 г.г. планируется:

- строительство и ввод в 2019 году первой, второй, третьей и четвертой очередей солнечной электростанции "Старомарьевская" мощностью 50, 25, 15 и 10 МВт соответственно. Заказчик ООО "Солар Системе". Присоединение СЭС к электрическим сетям, согласно ТУ-620р от 30.01.2017 предусматривается по схеме "заход-выход" к ВЛ 110 кВ Ставрополь - Промкомплекс с отпайкой на ПС Птицепром (Л-140);

- строительство и ввод в 2020 году ветровых ЭС "Ветропарк-19" и "Ветропарк-20", мощностью по 32 Мвт каждая. Заказчик ПАО "Фортум". В связи с отсутствием разработанных СВМ неизвестны точки присоединения ветровых ЭС к электрическим сетям, поэтому данные объекты не указаны на картах-схемах в графических приложениях;

- строительство и ввод в 2020 году Кочубеевской ВЭС (160 МВт), Солнечнодольской ВЭС (100 МВт), Новоалександровской ВЭС (40 МВт), в 2021 году - Светлоградской ВЭС (40 МВт), в 2022 году Платовской ВЭС (40 МВт). Заказчик по данным ВЭС - АО "ВетроОГК". В связи с отсутствием разработанных СВМ неизвестны точки присоединения ветровых ЭС к электрическим сетям, поэтому данные объекты не указаны на картах-схемах в графических приложениях;

- строительство и ввод в 2018 году Барсучковской МГЭС мощностью 5,1 МВт в Кочубеевском районе. Присоединение МГЭС предусматривается путем строительства ВЛ 35 кВ до РУ-35 кВ ГЭС-4 филиала ПАО "Русгидро" Каскад Кубанских ГЭС.

В соответствие с ТУ-662р от 06.02.2017 и на основании заключенного договора ТП N 219/2017 от 23.05.2017 ООО "ЭнергоМин-Юг" планирует строительство и ввод в 2021 году Просянской МГЭС мощностью 7 МВт. Присоединение МГЭС предусматривается к ВЛ 35 кВ Просянка - Высоцкое (Л-427).

В соответствие с ТУ-612р от 02.09.2016 и на основании заключенного договора ТП N 263/2017 от 16.06.2017 ООО "ЭнергоМин" планирует строительство и ввод в 2021 году Горько-Балковской МГЭС мощностью 9 МВт. Присоединение МГЭС предусматривается к ВЛ 35 кВ Терская - Кара-Тюбе (Л-560).

Просянская и Горько-Балковская МГЭС не учтены в проекте СиПР ЕЭС 2018-2024 как ввод объектов с высокой вероятностью реализации, однако учитывая факт наличия заключенных ООО "ЭнергоМин-Юг" и ООО "ЭнергоМин" с ПАО "МРСК Северного Кавказа" договоров на технологическое присоединение к электрическим сетям данных МГЭС считаем возможным включить данные объекты в базовый вариант СиПР.

Филиал ПАО "Русгидро" - Каскад Кубанских ГЭС в 2018 году планирует замену на Новотроицкой ГЭС второго повышающего трансформатора 2,5 MBA на трансформатор 6,3 MBA.

Согласно информации о планах собственников по строительству генерирующих объектов, не учитываемых при расчете режимно-балансовой ситуации в проекте СиПР ЕЭС 2018-2024 г.г., а также в соответствии с выданными ПАО "ФСК ЕЭС" ТУ на ТП ООО "Умные системы" планирует строительство и ввод в 2019 году Грачевской ветровой электростанции мощностью 150 МВт. Присоединение ВЭС планируется к ВЛ 330 кВ Ставрополь - Благодарная.

Кроме того, на основании согласованной филиалом АО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ и филиалом ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" схемы выдачи мощности ООО "Умные системы" планирует строительство Шпаковской ветровой электростанции мощностью 90 МВт. Рекомендуемым вариантом СВМ является присоединение Шпаковской ВЭС к сетям филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" со строительством отпаек от ВЛ 110 кВ Свистухинская ГЭС - Пригородная с отпайкой на ПС Темнолесская (Л-21-T) и от ВЛ 110 кВ НГРЭС - Южная с отпайкой на ПС Темнолесская (Л-23-T). Необходимые мероприятия для присоединения ВЭС к электрическим сетям будут определены техническими условиями на технологическое присоединение.

В соответствии с протоколом совещания от 13 марта 2018 года в министерстве энергетики, промышленности и связи Ставропольского края по вопросу перспективы строительства ветроэлектростанций на территории Кочубеевского района Ставропольского края, на основании информации ООО "Энел Грин Пауэр Рус" планируется сооружение Беломечетской ВЭС мощностью 70 МВт и Родниковской ВЭС мощностью 213 МВт. Необходимые мероприятия для присоединения ВЭС к электрическим сетям будут определены техническими условиями на технологическое присоединение после оформления соответствующих прав на земельные участки, а также разработки и согласования схем выдачи мощности ВЭС.

Таблица 3.1 - Перечень вновь сооружаемых генерирующих объектов (генерирующего оборудования) мощностью в Ставропольской энергосистеме на период 2018-2023 г.г. (МВт)

Наименование	2018	2019	2020	2021	2022	2023	Обоснование включения в СиПР СК
Старомарьевская СЭС		100					проект СиПР ЕЭС России 2018-2024
Барсучковская МГЭС	5,1						проект СиПР ЕЭС России 2018-2024,
Ветропарк-19			32				проект СиПР ЕЭС России 2018-2024
Ветропарк-20			32				проект СиПР ЕЭС России 2018-2024
Кочубеевская ВЭС			160				проект СиПР ЕЭС России 2018-2024
Солнечнодольская ВЭС			100				проект СиПР ЕЭС России 2018-2024
Новоалександровская ВЭС			40				проект СиПР ЕЭС России 2018-2024
Светлоградская ВЭС				40			проект СиПР ЕЭС России 2018-2024
Ипатовская ВЭС					40		проект СиПР ЕЭС России 2018-2024
МГЭС на Просянском сбросе БСК				7			Договор ТП N 219/2017 от 23.05.2017
Горько-Балковская МГЭС				9			Договор ТП N 263/2017 от 16.06.2017

3.2. Балансы мощности и электроэнергии

Балансы мощности и электроэнергии Ставропольской энергосистемы на период до 2023 года для данного варианта прогнозируемых уровней потребления, намечаемых вводах мощности на электростанциях и демонтаже оборудования электростанций, выработавшего эксплуатационный ресурс, приведены в таблицах 3.3 - 3.4

При составлении баланса электроэнергии выработка существующих ГЭС учтена среднемноголетней величиной. Число часов использования установленной мощности новых ПГУ на Невинномысской ГРЭС, Буденновской ТЭС и Ставропольской ГРЭС принято 5500 часов в год. Число часов использования установленной мощности конденсационных блоков на Невинномысской ГРЭС и Ставропольской ГРЭС принято 3500 часов в год. Работа ТЭЦ предусматривается по тепловому графику с числом часов использования установленной мощности - 4480 часов в год.

Таблица 3.3 - Баланс мощности Ставропольской энергосистемы на период до 2023 г.

Наименование	2017 г. отчет	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.
Потребность (собственный максимум), МВт	1667	1701	1717	1760	1779	1800	1819
Среднегодовые темпы роста, %	-1	2,0	0,9	2,5	1,1	1,2	1,1
Покрытие (установленная мощность станций), МВт	4638,2	4643	4743	5107	5147	5187	5187
в том числе:
ГЭС	479,5	485	485	485	485	485	485
ТЭС	4158,7	4159	4159	4159	4159	4159	4159
ВИЭ	-	-	100	464	504	544	544
Среднегодовые темпы роста, %	0,5	0,1	2,2	7,7	0,8	0,8	0
Дефицит/избыток (-/+), МВт	2971,2	2942	3026	3347	3368	3387	3368

Таблица 3.4 - Баланс электроэнергии Ставропольской энергосистемы на период до 2023 г.

Наименование	2017 г. отчет	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.
Потребность (потребление электрической энергии), млн. кВт*ч/год	10429,8	10584	10719	10884	11018	11136	11233
Среднегодовые темпы роста, %	1,6	1,5	1,3	1,5	1,2	1,1	0,9
Покрытие (производство электрической энергии), млн. кВт*ч/год	21284,4	19847	18171	18106	21745	22344	22607
в том числе:
ГЭС	1432,8	1433	1488	1488	1488	1488	1488
ТЭС	19851,6	18414	16683	16376	19343	19861	20051
ВИЭ	-	-	-	241	915	995	1068
Среднегодовые темпы роста, %	4,9	-6,8	-8,4	-0,4	20,1	2,8	1,2
Дефицит/избыток (-/+), млн. кВт*ч	10854,6	9263	7452	7222	10727	11208	11374

Как и в настоящее время, на рассматриваемую перспективу 2018 - 2023 гг. Ставропольская энергосистема будет избыточной. Избыток мощности будет составлять 2942 - 3387 МВт, а электроэнергии 7222 - 11374 млн. кВт.ч.

4. Развитие и модернизация системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований

ГУП СК "Крайтеплоэнерго" является крупнейшей теплоснабжающей организацией Ставропольского края, осуществляющей производство, передачу и реализацию потребителям произведенной тепловой энергии.

Предприятие обеспечивает тепловой энергией 117,5 тысяч человек и 2,4 тысяч организаций в 21 районах Ставропольского края, на территории которых находится 160 муниципальных образований, обслуживает 40,4% источников тепловой энергии края.

Установленная мощность оборудования 1033,8 Гкал/час

Присоединенная нагрузка 483,03 Гкал/час

Потребление природного газа 137,33 млн. /год

Потребление электроэнергии 27,9 млн. кВт.час/год

Потребление воды 165,11 тыс. /год

Среднесписочная численность работников 2750 человек.

В хозяйственном ведении предприятия находится 371,87 км тепловых сетей;

- 411 котельных, на которых установлено 1152 котла.

Зона деятельности ГУП СК "Крайтеплоэнерго"

"Зона деятельности ГУП СК "Крайтеплоэнерго""

"Рисунок 4.1 Динамика отпуска тепловой энергии потребителям ГУП СК "Крайтеплоэнерго" в 2006-2017 г.г. (тыс. Гкал)"

Рисунок 4.1 Динамика отпуска тепловой энергии потребителям ГУП СК "Крайтеплоэнерго" в 2006-2017 г.г. (тыс. Гкал).

Для ГУП СК "Крайтеплоэнерго" актуальной проблемой является моральная и физическая изношенность большей части основного и вспомогательного оборудования котельных, тепловых сетей (рисунок 4.2). Эти неблагоприятные факторы вызывают значительные расходы энергоресурсов, потребляемые при выработке тепловой энергии, значительные потери тепловой энергии при ее транспортировке, рост затрат на поддержание оборудования и тепловых сетей в рабочем состоянии.

"Рисунок 4.2 - Уровень износа основных средств ГУП СК "Крайтеплоэнерго",%"

Рисунок 4.2 - Уровень износа основных средств ГУП СК "Крайтеплоэнерго",%

Для решения технико-экономических проблем предприятием разработана "Инвестиционная программа на 2015 - 2018 годы", которая ориентирована на внедрение современного технологического и вспомогательного оборудования, новых средств автоматизации процессов и приборов учета топливно-энергетических ресурсов и направлена на активное энергосбережение.

Основные сведения об инвестиционной программе ГУП СК "Крайтеплоэнерго" на 2015-2018 г.г.

Инвестиционной программой предусматривается проведение работ по замене морально устаревшего, физически изношенного и отработавшего нормативный срок эксплуатации оборудования на современный аналог с применением энергосберегающих технологий и высоким уровнем автоматизации.

В инвестиционную программу включены 43 котельные.

Суммарная тепловая мощность установленного оборудования составляет 144,9 Гкал/ч, присоединенная нагрузка 72,5 Гкал/ч. Основной парк оборудования - это чугунные секционные котлы, имеющие КПД 60-70%.

Общая потребность в денежных средствах на реализацию инвестиционной программы на период 2015 - 2018 г.г. составляет 215 132,54 тыс. руб. (без НДС) с учетом индексов-дефляторов. Источниками финансирования инвестиционной программы являются амортизационные отчисления и собственная прибыль ГУП СК "Крайтеплоэнерго". Инвестиционной программой предусмотрены следующие мероприятия:

- установка 142 новых стальных жаротрубных котлов с КПД не менее 90%;

- установка 88 узлов учета топливно-энергетических ресурсов;

- установка общекотельного оборудования: 159 насосных агрегатов соответствующей мощности; установок по очистке воды; систем рециркуляции теплоносителя; комплексных систем автоматизации и контроля за режимами работы котельной на основе логически программируемых контроллеров, что позволяет оптимизировать работу котельной в соответствии с тепловой нагрузкой и температурой наружного воздуха, осуществлять дистанционный контроль параметров ее работы, отслеживать расход топливоэнергетических ресурсов в реальном времени.

Предприятие располагает собственной производственной базой по изготовлению котлов и блочных котельных, поэтому при реализации проекта используются котлы собственного изготовления с КПД 91% и котлы импортного производства.

Для учета топливно-энергетических ресурсов применяются в основном электронные приборы повышенного класса точности с дистанционным снятием показаний.

Насосное оборудование выбирается исходя из существующей тепловой нагрузки. Системы котловой и общекотельной автоматики строятся на базе логически программируемых контроллеров. На них же строится схема диспетчеризации.

Цели инвестиционной программы ГУП СК "Крайтеплоэнерго".

- Повышение надежности и энергоэффективности работы объектов системы теплоснабжения.

- Экономия топливно-энергетических ресурсов.

- Улучшение экологического состояния территории реализации программы.

- Снижение ремонтно-эксплуатационных расходов.

- Минимизация тарифа на тепловую энергию по истечении срока окупаемости программы.

- Ослабление нагрузки на краевой бюджет и бюджеты муниципальных образований, за счет снижения темпов роста тарифа на тепловую энергию.

- Повышение надежности и энергоэффективности работы объектов системы теплоснабжения.

Финансово-экономическое обоснование реализации инвестиционной программы на 2015-2018 г.г.

Снижение оплаты за газ в связи с монтажом установок обработки подпиточной воды, внедрением системы рециркуляции и автоматизации котельной, монтажом узлов учета природного газа с электронным корректором, за счет строительства блочных котельных, замены котлов и горелок. Снижение оплаты за газ за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей, их ремонта или строительства блочной котельной вблизи потребителя.

Снижение оплаты за электроэнергию за счет установки насосов с частотно регулируемым приводом (мощность насосного оборудования приводится в соответствие присоединенной нагрузке).

Снижение оплаты за электроэнергию за счет уменьшения потерь и соответственно объемов вырабатываемой тепловой энергии.

Сокращение затрат на текущий, капитальный ремонты основных производственных фондов.

Годовой экономический эффект от реализации мероприятий инвестиционной программы ГУП СК "Крайтеплоэнерго" на 2015-2018 г.г. составит 31 040,98 тыс. руб.

5. Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ и выше в 2018-2023 г.г.

Карта-схема электрических сетей 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы на 2023 год приведена в графических приложениях лист 1.

Принципиальная схема электрических сетей 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы на 2023 год приведена в графических приложениях лист 2.

5.1. Перечень "узких мест" в сети 110 кВ и выше Ставропольского края и мероприятия по их ликвидации

Настоящей работой проведены анализы существующей картины потокораспределения в сети 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы и расчетов режимов электрической сети 110 кВ и выше, выполненных в рамках данной работы.

На основании анализа существующей картины потокораспределения в сети 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы и расчетов режимов электрической сети 110 кВ и выше сформирован перечень "узких мест" с предложением мероприятий по их ликвидации (таблица 5).

Более подробное описание "узких мест" в сети 110 кВ и выше, а также мероприятий по их ликвидации приведены ниже по тексту пояснительной записки в соответствующих разделах главы "Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ и выше в 2018-2023 г.г.

Таблица 5. Перечень "узких мест" в сети 110 кВ и выше Ставропольского края и мероприятия по их ликвидации.

N п/п	Наименование "узкого места"	Описание возникающих нарушений	Предлагаемое мероприятие по ликвидации "узкого места"	Эффект от реализации мероприятия	Срок реализации мероприятия с обоснованием включения в СиПР СК
1	Недостаточная мощность трансформаторов ПС 35 кВ Аэропорт	Перегруз выше аварийно-допустимой величины Т-1 или Т-2 при выводе в ремонт одного из трансформаторов или в послеаварийном режиме отключения одного из трансформаторов с учетом работы АВР по стороне 10 кВ. В соответствие с расчетами электроэнергетических режимов в зимний период загрузка Т-1 (Т-2) при аварийном отключении Т-2 (Т-1) и работе АВР по стороне 10 кВ составит 151%. Для обеспечения параметров режима в области допустимых значений необходим ввод ГВО в объеме не менее 2,8 МВт.	Реконструкция ПС 35 кВ Аэропорт с переводом ее на напряжение 110 кВ и установкой трансформаторов мощностью 2x25 MBA	Разгрузка питающих центров данного энергорайона. Возможность для технологического присоединения новых потребителей в г. Михайловск.	2020 год. проект ИП ПАО "МРСК СК" на 2016- 2022 гг.; Договор ТП N 2170-2017 от 27.04.2017
2	Недостаточная мощность трансформаторов ПС 110 кВ Заводская, питающих нагрузку на напряжении 10 кВ г. Ставрополя	Перегруз выше аварийно-допустимой величины Т-2 при выводе в ремонт трансформатора Т-1 или в послеаварийном режиме отключения трансформатора Т-1 с учетом работы АВР по стороне 10 кВ в нормальной схеме. В соответствие с расчетами электроэнергетических режимов в зимний период загрузка Т-2 при аварийном отключении Т-1 и работе АВР по стороне 10 кВ составит 148%. Для обеспечения параметров режима в области допустимых значений необходим ввод ГВО в объеме не менее 4,3 МВт.	Замена трансформатора Тр-2 мощностью 10 MBA на трансформатор мощностью 16 MBA.	Исключение перегрузки трансформаторов в послеаварийных и ремонтных режимах	2019 год. проект ИП ПАО "МРСК СК" на 2016- 2022 гг.; Загрузка Т-2 (по условию N-1) выше допустимых значений
3	Недостаточная мощность трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Мин-Воды-2, питающего нагрузку на напряжении 6, 35 кВ г. Минеральные Воды	Перегруз выше аварийно-допустимой величины Т-1 в послеаварийном режиме отключения трансформатора Т-2 с учетом работы АВР по стороне 6, 35 кВ в нормальной схеме. В соответствие с расчетами электроэнергетических режимов в зимний период загрузка Т-1 при аварийном отключении Т-2 и работе АВР составит 141%. Для обеспечения параметров режима в области допустимых значений необходим ввод ГВО в объеме не менее 9,1 МВт.	Замена трансформатора Т-1 мощностью 25 MBA на трансформатор мощностью 40 MBA.	Исключение перегрузки трансформатора в послеаварийных режимах	2021 год. проект ИП ПАО "МРСК СК" на 2016-2022 гг.; Загрузка Т-1 (по условию N-1) выше допустимых значений
4	Недостаточная мощность трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Ачикулак, питающего нагрузку на напряжении 10, 35кВ ООО "РН-Ставропольнефтегаз"	Перегруз выше аварийно-допустимой величины Т-1 в послеаварийном режиме отключения трансформатора Т-2 с учетом работы АВР по стороне 10, 35 кВ в нормальной схеме. В соответствие с расчетами электроэнергетических режимов в зимний период загрузка Т-1 при аварийном отключении Т-2 и работе АВР может достигать 158%. Для обеспечения параметров режима в области допустимых значений необходим ввод ГВО в объеме не менее 3,3 МВт.	Замена трансформатора Т-1 мощностью 6,3 MBA на трансформатор мощностью 10 MBA.	Исключение перегрузки трансформатора в послеаварийных режимах	2020 год. проект ИП ПАО "МРСК СК" на 2016- 2022 гг.; Загрузка Т-1 (по условию N-1) выше допустимых значений, Договор ТП N Д-2-14- 0573 от 10.06.2014
5	Недостаточная мощность трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Лысогорская, питающего нагрузку на напряжении 10 кВ	Перегруз выше аварийно-допустимой величины Т-1 в послеаварийном режиме отключения трансформатора Т-2 с учетом работы АВР по стороне 10 кВ в нормальной схеме. В соответствие с расчетами электроэнергетических режимов в зимний период загрузка Т-1 при аварийном отключении Т-2 и работе АВР может достигать 111%. Для обеспечения параметров режима в области допустимых значений необходим ввод ГВО в объеме не менее 0,2 МВт.	Замена трансформатора Т-1 мощностью 2,5 MBA на трансформатор мощностью 6,3 MBA.	Исключение перегрузки трансформатора в послеаварийных режимах	2022 год. проект ИП ПАО "МРСК СК" на 2016- 2022 гг.; Загрузка Т-1 (по условию N-1) выше допустимых значений
6	Недостаточная мощность трансформатора Т-2 ПС 110 кВ Плаксейка, питающего нагрузку на напряжении 10, 35 кВ	Перегруз выше аварийно-допустимой величины Т-2 в послеаварийном режиме отключения трансформатора Т-1 с учетом работы АВР по стороне 10, 35 кВ в нормальной схеме. В соответствие с расчетами электроэнергетических режимов в период летних максимальных нагрузок загрузка Т-2 при аварийном отключении Т-1 и работе АВР может достигать 124%. Для обеспечения параметров режима в области допустимых значений необходим ввод ГВО в объеме не менее 2,2 МВт.	Замена трансформатора Т-2 мощностью 10 MBA на трансформатор мощностью 16 MBA.	Исключение перегрузки трансформатора в послеаварийных режимах	2021 год. проект ИП ПАО "МРСК СК"на 2016- 2022 гг.; Загрузка Т-2 (по условию N-1) выше допустимых значений
7	Недостаточная мощность трансформатора Т-2 ПС 110 кВ Новопавловская-2, питающего нагрузку на напряжении 10, 35 кВ	Перегруз выше аварийно-допустимой величины Т-2 в послеаварийном режиме отключения трансформатора Т-1 с учетом работы АВР по стороне 10, 35 кВ в нормальной схеме. В соответствие с расчетами электроэнергетических режимов при условии осуществления ТП согласно действующих договоров, в зимний период 2018 года загрузка Т-2 при аварийном отключении Т-1 и работе АВР может достигать 153%. Для обеспечения параметров режима в области допустимых значений необходим ввод ГВО в объеме не менее 4,8 МВт.	Замена трансформатора Т-2 мощностью 10 MBA на трансформатор мощностью 16 MBA.	Исключение перегрузки трансформатора в послеаварийных режимах	2022 год. проект ИП ПАО "МРСК СК" на 2016-2022 гг.; Загрузка Т-2 (по условию N-1) выше допустимых значений, Договор ТП N 907/2013 от 27.12.2013
8	Недостаточная мощность трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Полимер, питающего нагрузку на напряжении 10 кВ	Перегруз выше аварийно-допустимой величины Т-1 в послеаварийном режиме отключения трансформатора Т-2 с учетом работы АВР по стороне 10 кВ в нормальной схеме. В соответствие с расчетами электроэнергетических режимов при условии осуществления ТП согласно действующих договоров, в зимний период 2018 года загрузка Т-1 при аварийном отключении Т-2 и работе АВР может достигать 150%. Для обеспечения параметров режима в области допустимых значений необходим ввод ГВО в объеме не менее 4,5 МВт.	Замена трансформатора Т-1 мощностью 10 MBA на трансформатор мощностью 16 MBA.	Исключение перегрузки трансформатора в послеаварийных режимах	2018 год. проект ИП ПАО "МРСК СК" на 2016-2022 гг.; Загрузка Т-1 (по условию N-1) выше допустимых значений, Договор ТП N 419/2014 от 26.09.2014
9	Недостаточная мощность трансформаторов Т-1, Т-2 мощностью 2x6,3 MBA ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 и Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Ессентуки-2 мощностью 2x40 MBA, питающих нагрузку на напряжении 10, 35 кВ г. Ессентуки.	Нагрузка ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 в максимум зимнего режимного дня 2017 г. достигала 8,26 MBA. В послеаварийном режиме при отключении трансформатора Т-1 или Т-2, загрузка оставшегося в работе трансформатора Т-2 (Т-1) мощностью 6,3 MBA составит 131% с учетом работы АВР по стороне 10 кВ в нормальной схеме. Нагрузка ПС 110 кВ Ессентуки-2 в максимум зимнего режимного дня 2017 г. достигала 55,4 MBA. В послеаварийном режиме при отключении трансформатора Т-1 или Т-2, загрузка оставшегося в работе трансформатора мощностью 40 MBA составит 138,5% с учетом работы АВР по стороне 10, 35 кВ в нормальной схеме. Для обеспечения параметров режима в области допустимых значений, с учетом перевода нагрузки на резервные источники необходим ввод ГВО на ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 в объеме не менее 0,7 MBA, а на ПС 110 кВ Ессентуки-2 в объеме не менее 7 MBA.	Замена трансформаторов Т-1, Т-2 мощностью 2x6,3 MBA на трансформаторы мощностью 2x25 MBA с переводом подстанции на напряжение 110/35/10 кВ, что позволит разгрузить ПС 110 кВ Ессентуки-2 до данным зимнего режимного дня на величину не менее 16 MBA (перевод нагрузки BЛ 35 кВ Л-346 на ПС 110 кВ Ясная Поляна-1).	Исключение перегрузки трансформаторов в послеаварийных режимах	2022-2024 гг. Загрузка тр-ров на ПС 110 кВ Ессентуки-2, ПС 35 кВ Я. Поляна-1 (по условию N-1) сверх допустимых значений
10	Недостаточная мощность трансформаторов ПС 110 кВ Южная питающих нагрузку г. Ставрополь	Перегруз выше аварийно-допустимой величины силового трансформаторов Т-2 в послеаварийном режиме отключения 1 СШ 110 кВ. В соответствие с расчетами электроэнергетических режимов в зимний период загрузка Т-2 при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ может достигать 153%. Для обеспечения параметров режима в области допустимых значений необходим ввод ГВО в объеме не менее 12 МВт.	Замена трансформатора Т-2 мощностью 25 MBA на трансформатор мощностью 40 MBA.	Исключение перегрузки трансформатора в послеаварийных режимах	2021 год. Загрузка Т-2 (по условию N-1) выше допустимых значений Договор ТП N 498/2017 от 30.11.2017
11	Недостаточная мощность трансформатора Т-2 ПС 110 кВ Левокумская, питающего нагрузку на напряжении 10, 35 кВ	Перегруз выше аварийно-допустимой величины Т-2 в послеаварийном режиме отключения трансформатора Т-1 с учетом работы АВР по стороне 10, 35 кВ в нормальной схеме. В соответствие с расчетами электроэнергетических режимов в зимний период загрузка Т-2 при аварийном отключении Т-1 и работе АВР составит 129%. Для обеспечения параметров режима в области допустимых значений необходим ввод ГВО в объеме не менее 1,6 МВт. При условии осуществления ТП согласно действующих договоров загрузка составит 190%. Для обеспечения параметров режима в области допустимых значений необходим ввод ГВО в объеме не менее 5 МВт.	Замена трансформатора Т-2 мощностью 6,3 MBA на трансформатор мощностью 10 MBA.	Исключение перегрузки трансформатора в послеаварийных режимах	2019 год. Загрузка Т-2 (по условию N-1) выше допустимых значений

5.2. Развитие электрических сетей 330-500 кВ до 2023 г.

Для базового варианта развития электрических сетей 330 кВ и 500 кВ приняты основные направления развития Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) напряжением 330-500 кВ на территории Ставропольской энергосистемы в соответствии с проектом "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на период 2018-2024 г.г."

Поименные объемы нового строительства, реконструкции (техперевооружения) по каждому из объектов рекомендуемых для строительства в период до 2023 года, приведены в Приложении Г.

Исходя из расчетных перетоков мощности в планируемых и максимальных режимах работы сети 330 кВ и выше ОЭС Юга, ее развитие в период до 2023 года в основном будет определяться следующими факторами:

необходимостью усиления связей ОЭС с ЕЭС России и обеспечением их нормируемой пропускной способности;

обеспечением выдачи полной мощности Ростовской АЭС при вводе блоков N 3 и N 4;

необходимостью повышения пропускной способности связей между Ставропольской, Невинномысской ГРЭС и восточной частью объединения;

выдачей мощности ГЭС Дагестана и Северной Осетии в режимах летнего паводка в центральные районы ОЭС;

обеспечением надежного и качественного электроснабжения отдельных энергоузлов.

Развитие электрической сети напряжением 110 кВ и выше на территории Ставропольской энергосистемы на рассматриваемую перспективу до 2023 года предусматривается по направлениям, обеспечивающим:

- надежное электроснабжение потребителей;

- создание новых центров питания сети 110 кВ;

- обеспечение присоединения к энергосистеме вновь вводимых крупных потребителей;

- усиление пропускной способности основной электрической сети ОЭС Юга;

- снятие существующих ограничений по пропускной способности ("узких мест") в электрических сетях.

5.2.1. Развитие сетей 500 кВ.

Для увеличения пропускной способности электрической сети ОЭС в направлении от Невинномысской и Ставропольской ГРЭС на Дагестанскую, Чеченскую и Северо-Осетинскую энергосистемы (сечение "Восток") до величины, соответствующей планируемым перетокам мощности, начато строительство ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок с ПС 500 кВ Моздок. Ввод этой ВЛ протяженностью около 265 км планируется осуществить в 2018 г. Строительство ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок обеспечит увеличение пропускной способности сечения в нормальной схеме сети и в послеаварийных режимах, а также будет способствовать снижению потерь электроэнергии в основной сети ОЭС Юга на 100 млн. кВт.ч/год.

Для присоединения ВЛ к ПС 500 кВ Невинномысск предусмотрено расширение ОРУ - 500 кВ на одну линейную ячейку (с установкой двух выключателей) по схеме 500-15.

Для компенсации зарядной мощности ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок и обеспечения допустимых уровней напряжения в прилегающей сети планируется установка на ПС Моздок управляемого шунтирующего реактора 180 Мвар.

5.2.2. Развитие сетей 330 кВ.

Электроснабжение II-й очереди РИТ-парка в промышленной зоне г. Невинномысска с нагрузкой 249 МВт, согласно ТУ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Юга от 12.01.2012 с изменениями от 12.05.2013 г., планируется осуществлять от ПС 500 кВ Невинномысск на напряжении 110 кВ следующим образом:

- исходя из максимальной нагрузки потребителей второй очереди РИТ-парка и с учетом поэтапного ввода нагрузок и заявленной их категории по надежности электроснабжения на ПС 500 кВ Невинномысск согласно проектного решения необходимо установить два АТ 330/110 кВ мощностью по 125 MBA. В качестве резервного АТ предлагается использовать существующий АТПГ 330/110 кВ 125 MBA, который предусмотрен в схеме плавки гололеда на тросах ВЛ 500 и 330 кВ;

- существующая схема ОРУ 330 кВ на ПС 500 кВ Невинномысск 330-17 (полуторная схема), шесть присоединений - 4 ВЛ 330 кВ и 2 АТ 500/330 кВ. Сформированы три полуторные цепочки. Присоединение двух проектируемых автотрансформаторов 330/110 кВ предлагается осуществить жестко к шинам 330 кВ. Существующий автотрансформатор АТПГ 330/110 кВ предполагается присоединить к системам шин 330 кВ через два выключателя;

- РУ 110 кВ выполнить по схеме 110-9Н (одна рабочая секционированная система шин). РУ 110 кВ должно обеспечивать присоединение 4-х ВЛ 110 кВ для электроснабжения РИТ-парка, трех АТ 330/110 кВ, подключение шин плавки гололеда и 2-3 резервные ячейки с учетом возможного развития сети 110 кВ прилегающего района.

ПС 330 кВ Машук - основной питающий центр сети 110 кВ, который обеспечивает электроснабжение потребителей в районе Кавказских Минеральных Вод и г. Георгиевска, эксплуатируется с 1967 г. В 2006-2008 г.г. было проведено комплексное техперевооружение подстанции с заменой коммутационного оборудования, АТ и трансформаторов 110/35/10 кВ.

В 2017 году на ПС выполнена замена трансформаторов Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью 2x80 MBA.

Для электроснабжения тепличного комплекса ООО "Солнечный дар", максимальной мощностью 150 МВт, в Изобильненском районе, согласно ТУ Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга от 31.12.2015 N 471, в 2017 году выполнено строительство ПС 330/35 кВ с заходами 330 кВ от ВЛ 330 кВ СтГРЭС - Ставрополь 330. В 2017 году на ПС установлен один силовой трансформатор 80 MBA, установка второго трансформатора запланирована на 2019 год.

Для присоединения ВЛ 110 кВ от проектируемой ПС Интер-Юг (электроснабжение тепличного комплекса ООО "Интер-Юг") на ПС 330 кВ Ставрополь в 2019 году предусмотрена реконструкция ОРУ-110 кВ с установкой линейной ячейки 110 кВ.

Для присоединения ВЛ 110 кВ от проектируемой ПС Ефимовская (электроснабжение энергопринимающих устройств ООО ТК "Солнечный Кисловодск") на ПС 330 кВ Ильенко в 2018году предусмотрена реконструкция ОРУ-110 кВ с установкой линейной ячейки 110 кВ.

5.3. Развитие распределительных сетей 110 кВ до 2023 г.

В рассматриваемый период практически не предусматривается строительство новых электрических сетей сельскохозяйственного назначения. В то же время, значительные объемы электросетевого строительства намечаются для электроснабжения промышленных объектов.

Электроснабжение потребителей коммунально-бытовой сферы при устойчивом росте их электропотребления до 2023 г. в отдельных случаях предполагается обеспечивать за счет появившихся резервов в электрических сетях вследствие снижения в предыдущие годы потребности промышленных и сельскохозяйственных потребителей.

Значительные объемы строительства электрических сетей 110 кВ предусматриваются в "Схеме..." для проведения их реконструкции и техперевооружения.

Большинство существующих ВЛ 110 кВ находятся в эксплуатации более 30 лет, т.е. срок их работы значительно превышает допустимый нормативный эксплуатационный срок. Процент старения основных элементов этих ВЛ достигает почти 80%. Из общего количества ВЛ 110 кВ Ставропольской энергосистемы около половины требуют проведения работ по их реконструкции и техперевооружению в период до 2023 года.

Более 50% основного оборудования ПС 110 кВ эксплуатируется свыше 25 лет (больше нормативного срока). Из общего количества подстанций 110 кВ Ставропольской энергосистемы около трети требуют проведения работ по их реконструкции и техперевооружению в период до 2023 года.

В объемах реконструкции и техперевооружения подстанций 110 кВ кроме замены трансформаторов предусматривается также замена коммутационного оборудования (выключателей, отделителей, короткозамыкателей, разъединителей и др.), выработавшего свой ресурс, устройств релейной защиты и автоматики, цепей вторичной коммутации и строительных конструкций, ремонт зданий и сооружений. Часть объемов по реконструкции подстанций связана с их расширением (установка вторых трансформаторов, присоединение новых ВЛ, улучшение схемы подстанции).

Такое состояние электросетевых объектов значительно снижает надежность и устойчивость их работы, понижается надежность электроснабжения существующих Потребителей, снижается возможность технологического присоединения дополнительных и новых мощностей энергоустановок Потребителей.

Объемы электросетевого строительства 110 кВ (нового строительства и реконструкции) рассмотрены для базового варианта электропотребления Ставропольской энергосистемы. При этом, учтены объекты необходимые для обеспечения электроснабжения реальных объектов индустриальных парков и других технологических присоединений, предусмотренные проектом инвестиционной программы ПАО "МРСК Северного Кавказа" на 2016-2022 г.г. При комплектации электросетевого строительства также учитывалось техническое состояние существующих электросетевых объектов 110 кВ. Оценки технического состояния электросетевых объектов, включаемых в Перечень электросетевого строительства, приняты на основании актов технического освидетельствования.

Поименные объемы нового строительства, реконструкции (техперевооружения) по каждому из объектов приведены в Приложении Г.

Ниже более подробно рассмотрено предлагаемое развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в границах производственных подразделений филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго".

5.3.1. Производственное подразделение "Центральные электрические сети".

Расчетная нагрузка энергорайона в 2023 году составит 391,6 МВт.

Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в период до 2023 года для базового варианта электропотребления в плане реализации инвестиционной программы ПАО "МРСК Северного Кавказа" предусматривается по следующим направлениям:

Новое строительство и реконструкция.

В 2022 году предусматривается начало строительства новой ПС 110/35/10 кВ вместо существующей ПС 35 кВ Ясная Поляна 1 с целью разгрузки ПС 110 кВ Ессентуки-2 путем переключения на новую ПС существующих ПС 35 кВ, питающихся в настоящее время от ПС 110 кВ Ессентуки-2 по ВЛ 35 кВ Л-346.

Таблица 5.1 (3агрузка тр-ров на ПС 110 кВ Ессентуки-2)

Наименование трансформатора	Нагрузка в ЗРД. MBA
	2017	2016	2015	2014	2013
Т-1	23,6	29,8	23,5	23,3	24,4
Т-2	31,8	29,1	31,7	36,0	34,8
Всего	55,4	58,9	55,2	59,3	59,2

Таблица 5.1.1 (Загрузка тр-ров на ПС 35 кВ Ясная Поляна-1)

Наименование трансформатора	Нагрузка в ЗРД. MBA
	2017	2016	2015	2014	2013
Т-1	3,06	2,76	3,05	3,08	3,40
Т-2	5,20	4,91	4,38	4,49	4,91
Всего	8,26	7,67	7,43	7,57	8,31

Нагрузка ПС 110 кВ Ессентуки-2 в максимум зимнего режимного дня 2017 г. достигала 55,4 MBA (таблица 5.1). На подстанции установлены два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью по 40 MBA каждый. При выводе в ремонт или отключении одного из трансформаторов, нагрузка другого трансформатора составит 138,5%. Снижение нагрузки трансформатора на ПС 110 кВ Ессентуки-2 до допустимых значений путем перевода части нагрузок на другие центры питания занимает достаточно много времени, так как переключения выполняются персоналом ОВБ потребителя и персоналом ОВБ Центральных электрических сетей "Ставропольэнерго". К тому же перевод нагрузки ВЛ 35 кВ Ессентуки-2 - Скачки-1 в объеме 14,3 MBA на ПС 330 кВ Машук необходимо выполнять с обесточением потребителей, так как на ПС 35 кВ Скачки-1 отсутствует секционный выключатель, а операции с разъединителями под нагрузкой недопустимы. Перевод всей нагрузки ВЛ 35 кВ Ессентуки-2 - Т-308 (Л-346) на ПС 110 кВ Зеленогорская приведет к дополнительному перегрузу трансформатора на ПС 110 кВ Зеленогорская, а частичный перевод нагрузки ВЛ с выполнением разрыва на ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 или ПС 35 кВ Т-308 еще больше увеличит время разгрузки трансформатора, что недопустимо.

Таким образом, уже с 2017 года снижение нагрузки трансформатора на ПС 110 кВ Ессентуки-2 до допустимой при выводе в ремонт или отключении одного из трансформаторов путем перевода части нагрузок на другие центры питания в требуемом объеме и в необходимое время будет невозможен.

Замена существующих трансформаторов 2x40 MBA на ПС 110 кВ Ессентуки-2 на трансформаторы 2x63 MBA очень затруднительна и проблематична из-за стесненных условий территории подстанции. Исходя из выше изложенного, предлагается строительство рядом с существующей ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 новой ПС 110/35/10 кВ Ясная Поляна-1, что позволит перевести часть нагрузок сети 35 кВ с ПС 110 кВ Ессентуки-2 на новую подстанцию. Для строительства новой ПС 110/35/10 кВ имеются все необходимые условия (площадка для размещения новой подстанции, электрическая сеть 110 и 35 кВ для ее присоединения). На новой ПС 110 кВ Ясная Поляна-1 с учетом предполагаемого дальнейшего роста нагрузок необходимо установить трансформаторы 110/35/10 кВ 2x25 MBA. Присоединение подстанции к сети 110 кВ предусматривается выполнить путем строительства заходов от ВЛ 110 кВ Ессентуки-2 - Ясная Поляна-2 с отпайкой на ПС Тяговая 39-й км (Л-110). Для присоединения подстанции к сети 35 кВ рекомендуется подключить к новой подстанции ВЛ 35 кВ, подключенные к действующий ПС 35 кВ Ясная поляна-1, с образованием нормального разрыва на ВЛ 35 кВ Ессентуки-2 - Т-308 (Л-346) отключением выключателя в РУ 35 кВ ПС 110 кВ Ессентуки-2. Кроме того, рекомендуется построить участок ВЛ 35 кВ (протяженность около 10 км) от ПС 110 кВ Ясная поляна-1 до ВЛ 35 кВ Ессентуки-2 - Скачки-1 (Л-345) и образовать новую ВЛ 35 кВ Ессентуки-2 - Скачки-1 с отпайкой на ПС Ясная поляна-1 (Л-345) с нормальным разрывом на ПС 110 кВ Ясная Поляна-1. Строительство новой ПС 110 кВ Ясная поляна-1 обеспечит снижение нагрузки на трансформаторы ПС 110 кВ Ессентуки-2 в нормальном режиме на 15 MBA, а в послеаварийных режимах отключения одного из трансформаторов полностью стать оставшийся перегруз путем перевода нагрузки ВЛ 35 кВ Л-345 на ПС 110 кВ Ясная Поляна-1 в кратчайшие сроки. При отключении одного из трансформаторов 25 MBA на ПС 110 кВ Ясная поляна-1 в такой схеме (питание ВЛ 35 кВ Л-346 и Л-345 от ПС 110 кВ Ясная Поляна-1 с суммарной нагрузкой 25,68 MBA) нагрузка оставшегося в работе трансформатора составит 102,7% номинальной, что в пределах длительно-допустимых значений.

Реализация данного мероприятия обеспечит разгрузку трансформаторов на ПС 110 кВ Ессентуки-2 и возможность присоединения новых потребителей в западной части г. Ессентуки, исключит перегрузку трансформаторов на ПС 35 кВ Ясная Поляна -1 в режиме N-1, а также обеспечит резервирование электроснабжения по 35 кВ центральной части г. Кисловодска.

В соответствии с ростом нагрузок и необходимостью обеспечения надежности электроснабжения потребителей г. Минеральные Воды и прилегающих к нему поселков Минераловодского района согласно проекту инвестиционной программы ПАО "МРСК СК" в 2021 году предусматривается выполнение реконструкции ПС 110 кВ Мин-Воды-2 с заменой существующего силового трансформатора Т-1 мощностью 25,0 MBA на трансформатор 40,0 MBA и заменой основного оборудования 110 кВ в трансформаторной ячейке Т-1.

Согласно замерам нагрузок силовых трансформаторов в режимные дни зимнего максимума за последние 5 лет максимальная нагрузка на силовые трансформаторы Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Минводы-2 составила 39,5 MBA. Загрузка трансформаторов на ПС 110 кВ Мин-Воды-2 за последние годы приведена в таблице 5.2.

Таблица 5.2.

Наименование трансформатора	Нагрузка в ЗРД. MBA
	2017	2016	2015	2014	2013
Т-1	5,20	5,79	5,73	6,20	9,37
Т-2	29,96	29,4	26,19	26,53	30,13
Всего	35,16	35,19	31,92	32,72	39,50

При отключении силового трансформатора Т-2 и работе АВР по стороне 35 кВ трансформатор Т-1 мощностью 25 MBA будет перегружаться на 158%. Перевод нагрузки на другие центры питания весьма проблематичен. Разгрузка подстанции по сети 6 кВ займет большое количество времени, что согласно ПТЭ недопустимо (для переключений будет задействована ОВБ потребителей). Разгрузка подстанции по сети 35 кВ так же потребует большого количества времени. Полный перевод всей нагрузки ВЛ 35 кВ Л-311 на ПС 110 кВ Александровская в период ОЗП невозможен по причине недопустимого снижения напряжения на ПС 35 кВ Бутылочная, ПС 35 кВ Овощевод, необходима предварительная разгрузка ПС 35 кВ Бутылочная и Овощевод по сети 6 кВ. При частичном переводе нагрузки ВЛ 35 кВ Л-311 необходимо будет задействовать ОВБ, так как на ПС 35 кВ Бутылочная и Овощевод нет постоянного оперативного персонала. Перевод нагрузки ВЛ 35 кВ Л-314 на ПС 330 кВ Машук в допустимые сроки невозможен, так как переключения будет выполнять персонал ОВБ Минераловодской дистанции электроснабжения СКЖД (на ПС 35 кВ Т-305 отсутствует постоянный персонал) и время перевода нагрузки будет превышать допустимые нормы согласно ПТЭ. В итоге для разгрузки трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Мин-Воды-2 в послеаварийном режиме отключения Т-2 потребуется вводить графики временного отключения потребления, после чего отключенных потребителей возможно будет запитывать от резервных источников электроснабжения.

На основании акта технического освидетельствования (здесь и далее - копии актов ТО приведены в Приложении Ж) в 2022-2023 гг. предусматривается выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Аэропорт с заменой существующих силовых трансформаторов на трансформаторы 2x6,3 MBA, а также оборудования 110 кВ.

В 2018 году планируется выполнить техперевооружение ПС 110/6 кВ ГНС (оснащение быстродействующей защитой (ДФЗ) ВЛ 110 кВ Машук - ГНС с отпайками (Л-190).

На основании акта технического освидетельствования в 2021 году предусматривается выполнить реконструкцию ВЛ 110 кВ Ильенко - Парковая протяженностью 6,1 км с заменой провода АС-120 на высокопрочный и высокотемпературный провод нового поколения. Реконструкция ВЛ предусматривается в качестве пилотного проекта в рамках планируемой опытно-промышленной эксплуатации инновационных проводов и грозозащитных тросов нового поколения, разрабатываемых Инжиниринговой компанией ООО "Энергосервис" и позволяющих повысить надежность и эффективность функционирования объектов электросетевого комплекса.

В соответствии с протокольными решениями по итогам совещания у заместителя Министра энергетики РФ Черезова А.В. определена необходимость разработки альтернативной, взамен существующей, схемы плавки гололеда. В связи с этим на 2018 год запланировано техперевооружение ПС 110 кВ Водораздел для организации схемы плавки гололеда на ВЛ 110 кВ Т-302 - Водораздел (Л-149) и ВЛ 110 кВ ГЭС-2 - Т-302 (Л-49) с установкой (заменой) необходимого оборудования на ПС Т-302 (по согласованию с ПАО "РЖД"),

Для электроснабжения энергопринимающих устройств ООО ТК "Солнечный Кисловодск", максимальной мощностью 13,85 МВт, согласно ТУ Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга от 01.11.2017, предусматривается строительство ПС 110/10 кВ с одним трансформатором мощностью 16 MBA. Подключение новой ПС предусмотрено по одной ВЛ 110 кВ к ОРУ-110 кВ ПС 330 кВ Ильенко с устройством дополнительной линейной ячейки 110 кВ. Ввод объекта запланирован на 2018 год.

5.3.2. Производственное сетевое подразделение "Западные электрические сети".

Расчетная нагрузка энергорайона в 2023 году составит 701,8 МВт.

Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в период до 2023 года для базового варианта электропотребления предусматривается по следующим направлениям:

Новое строительство

1. В 2017 году введена в эксплуатацию ПС 110 кВ Автозавод, предназначенная для электроснабжения нагрузок автомобильного завода ООО АК "Ставрополь Авто" с заявленной нагрузкой 13 МВт. На ПС установлены два трансформатора 110/10 кВ мощностью по 16 MBA, РУ 110 кВ подстанции выполнено по схеме 110-5Н (мостик с выключателями в цепях линий). Присоединение подстанции к энергосистеме выполнено двухцепным заходом от ВЛ 110 кВ Промкомплекс - Радиозавод протяженностью 1 км.

2. Энергорайон г. Михайловска в настоящее время получает электроснабжение от трех центров питания: ПС 110 кВ Радиозавод, ПС 110 кВ Промкомплекс и ПС 35 кВ Аэропорт, последняя по двум ВЛ 35 кВ питается от ПС 110 кВ Промкомплекс.

Загрузка ПС 110 кВ Радиозавод с учетом реализации действующих договоров на технологическое присоединение к 2018 году составит 25 MBA. Мощность трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Радиозавод, составляет 2x25 MBA. Очевидно, что в дальнейшем, для возможности подключения новых потребителей по условию загрузки трансформаторов в режиме N-1 потребуется замена трансформаторов на более мощные. Реконструкция подстанции с увеличением трансформаторной мощности на 2x40 MBA потребует вложений порядка 140 млн. рублей. Необходимо отметить, что ПС 110 кВ Радиозавод была введена в эксплуатацию в 2012 году и к 2018 году может оказаться загруженной сверх номинальной мощности в режиме N-1.

Загрузка ПС 110 кВ Промкомплекс с учетом реализации действующих договоров на технологическое присоединение и имеющейся в ПАО "МРСК Северного Кавказа" заявкой от АО "Ставропольэнергоинвест" на новое технологическое присоединение с нагрузкой 5 МВт к 2018 году составит 38 MBA. Мощность трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Промкомплекс, составляет 2x40 MBA.

На основании заключенного с ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро" договора ТП от 27.04.2017 N 2170-2017, согласно мероприятиям, предусмотренных техническими условиями N 681 от 31.03.2017 предполагалась врезка реконструируемой ПС 35 кВ Аэропорт по схеме "заход-выход" в ВЛ 110 кВ Ставрополь - Северная с отпайкой на ПС Птицепром (Л-141). В дальнейшем в связи с оптимизацией технических решений по переводу ПС 35 кВ Аэропорт на напряжение 110 кВ было принято решение о присоединении данной ПС в рассечку ВЛ 110 кВ Ставрополь - Промкомплекс с отпайкой на ПС Птицепром (Л-140). В связи с чем в технические условия были внесены изменения N 1 от 15.03.2018. Реализация данного проекта намечена на 2020 год.

3. В соответствии с ТУ 263р от 23.01.2012 г. в 2015 году введена в работу ПС 110 кВ Фармацевт с ВЛ 110 кВ ВНИИОК - Фармацевт протяженностью 32,7 км проводом АС-185. На ПС 110 кВ Фармацевт установлены два трансформатора по 25 MBA каждый. Схема РУ 110 кВ подстанции принята 110-12 "Одна рабочая, секционированная выключателем, и обходная системы шин". Резервное питание подстанции предусматривается отпайкой от существующей ВЛ 110 кВ Ставрополь - Промышленная. После проведения комплексного опробования оборудования ПС 110 кВ Фармацевт она была выведена в холодный резерв в связи с не решением вопросов по эксплуатационному и оперативному обслуживанию вновь введенной подстанции. В условиях неопределенности вопроса строительства завода по производству лекарственных форм антибиотиков, представляется целесообразным использовать данную подстанцию в качестве нового питающего центра для резервирования существующих и развития новых сетей 10 кВ, питающих коммунально-бытовую нагрузку г. Ставрополя. В частности, в случае разрешения всех вопросов по эксплуатационному и оперативному обслуживанию ПС 110 кВ Фармацевт, рекомендуется строительство новых КВЛ-10 кВ для перевода и резервирования части нагрузок с ПС 110 кВ Заводская.

4. Для электроснабжения объектов II очереди РИТ-парка с максимальной заявленной нагрузкой 249 МВт, в соответствии с выданными ТУ б/н от 12.01.2012 г., предусматривается строительство 4 подстанций 110 кВ с трансформаторами 2x63 MBA на каждой. РУ 110 кВ подстанций выполняются по схеме 110-5 (мостик с выключателями в цепях трансформаторов). Присоединение новых подстанций предусматривается путем строительства 2-х двухцепных ВЛ 110 кВ от ПС 500 кВ Невинномысск до территории РИТ-парка протяженностью по 7 км каждая и 2-х цепных ВЛ 110 кВ для присоединения подстанций 110 кВ, сооружаемых на территории РИТ-парка (общей протяженностью около 18,2 км). Ввод объектов для электроснабжения второй очереди РИТ-парка планируется в 2020 году.

5. Для электроснабжения тепличного комплекса ООО "Интер-Юг", максимальной мощностью 39,5 МВт, в Грачевском районе, согласно ТУ Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга от 10.11.2014 N 445, предусматривается строительство ООО "Интер-Юг" ПС 110/10 кВ с одним трансформатором мощностью 40 MBA. Подключение новой ПС предусмотрено по одной ВЛ 110 кВ к ОРУ-110 кВ ПС 330 кВ Ставрополь. Ввод объекта запланирован на 2019 год.

6. Для присоединения проектируемой Старомарьевской СЭС к сетям энергосистемы предусматривается строительство заходов, ориентировочной протяженностью 110 м от ВЛ 110 кВ Ставрополь - Промкомплекс с отпайкой на ПС Птицепром (Л-140).

Реконструкция и техническое перевооружение:

В рамках данной работы проведен анализ загрузки трансформаторов на ПС 110 кВ Заводская. Загрузка трансформаторов на ПС 110 кВ Заводская за последние годы приведена в таблице 5.3.

Таблица 5.3.

Наименование трансформатора	Нагрузка в ЗРД. MBA
	2017	2016	2015	2014	2013
Т-1	6,65	6,27	5,96	5,77	7,63
Т-2	7,89	9,52	7,99	6,98	7,10
Всего	14,53	15,79	13,95	12,75	14,73

По данным замеров ЗРД за последние 5 лет максимальная нагрузка подстанции составила 15,79 MBA. В послеаварийном режиме отключения более мощного трансформатора (16 MBA), после работы АВР по стороне 10 кВ загрузка оставшегося в работе трансформатора мощностью 10 MBA составит 158%. При этом возможность перевода нагрузки по резерву на другие центры питания в настоящее время отсутствует. Для обеспечения параметров режима в области допустимых значений необходим ввод графика временного отключения режима потребления в объеме не менее 5,8 МВт.

Согласно проекту инвестиционной программы ПАО "МРСК СК" в 2019 году на ПС 110 кВ Заводская предусматривается замена существующего силового трансформатора Т-1 мощностью 10 MBA на трансформатор 16 MBA.

Для повышения надежности электроснабжения существующих потребителей, обеспечения возможности технологического присоединения энергоустановок новых потребителей предусматривается выполнение реконструкционных работ по усилению существующих электросетей 110 кВ:

для обеспечения требований по оснащению ПС 110 кВ Новая Деревня быстродействующей защитой ВЛ 110 кВ НГРЭС - Новая Деревня (Л-200) необходимо произвести реконструкцию ОРУ 110 кВ с установкой в "мостике" выключателя 110 кВ).

- на ПС 110 кВ Промышленная, в связи с физическим износом основного оборудования ОРУ-110 кВ и средств РЗиА, предусматривается замена основного коммутационного оборудования 110 кВ и существующих средств релейной защиты на более современное.

- на ПС 110 кВ Северная, в связи с физическим износом основного оборудования ОРУ-110 кВ предусматривается замена трех выключателей 110 кВ на элегазовые выключатели.

- ввиду физического износа основных элементов ВЛ (опор, проводов, сцепной арматуры, изоляторов предусмотрено техническое перевооружение ВЛ 110 кВ Л-24, Л-57, Л-12, Л-132;

- вынос из зоны оползня ВЛ 110 кВ Южная - Заводская (Л-130) на участке опор NN 59-65 с заменой провода и опор.

Кроме того, в соответствии с заключенным с АО "Ставропольские городские электрические сети" договором ТП от 30.11.2017 N 498/2017 и на основании технических условий в 2021 году предусматривается техперевооружение ПС 110 кВ Южная с заменой существующего трансформатора Т-2 на трансформатор 40 MBA и установкой секционного выключателя 110 кВ.

В настоящее время на ПС 110 кВ Южная установлены три силовых трансформатора (Т-1, Т-2, Т-3) мощностью по 25 MBA каждый. Трансформаторы Т-1 и Т-3 подключены к 1-й СШ 110 кВ, а трансформатор Т-2 ко 2-й СШ 110 кВ. В аварийном режиме, при отключении 1-й СШ 110 кВ в работе остается только трансформатор Т-2.

По данным замеров ЗРД-2017 суммарная нагрузка подстанции составила 38,2 MBA (таблица 5.4). В послеаварийном режиме отключения 1 СШ 110 кВ, после работы АВР по стороне 10 кВ, загрузка оставшегося в работе трансформатора мощностью 25 MBA составит 153%. Разгрузка оставшегося в работе трансформатора возможна по сетям 10 кВ персоналом ОВБ АО "Ставропольские городские электрические сети", при этом время перевода нагрузки на другие центры питания превышает 60 минут, что недопустимо (в соответствие с ПТЭ, не более 45 минут).

Таблица 5.4

Наименование трансформатора	Нагрузка в ЗРД. MBA
	2017	2016	2015	2014	2013
Т-1	15,6	20,2	23,2	20,6	14,9
Т-3	15,9	7,3	3,1	0,00	0,00
Т-2	6,7	11,7	7,2	11,5	6,0
Всего	38,2	39,2	33,5	32,1	20,9

В целях обеспечения надежности электроснабжения, как существующих потребителей, так и планируемых к подключению потребителей, согласно заключенным договорам на технологическое присоединение необходимо выполнить замену трансформатора Т-2 мощностью 25 MBA на трансформатор мощностью 40 MBA.

В соответствии с утвержденным генеральным планом города Ставрополь в Юго-Западном районе города выделен земельный участок для перспективной застройки с территориальными зонами жилищного строительства, строительства объектов делового, коммерческого и общественного назначения, а также объектов социальной инфраструктуры. Ориентировочная потребность в мощности данного района застройки составляет порядка 30 МВт. На существующих питающих центрах филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" "Ставропольэнерго", расположенных в данном энергорайоне отсутствует свободная мощность для технологического присоединения новых потребителей, в связи с чем для электроснабжения микрорайона рекомендуется предусмотреть строительство новой ПС 110 кВ с питающими ВЛ 110 кВ. Технические характеристики ПС и питающих ВЛ 110 кВ, способ и место подключения к существующим сетям необходимо будет определить на стадии проектирования в соответствии с техническими условиями на технологическое присоединение объекта.

5.3.3. Производственное сетевое подразделение "Прикумские электрические сети".

Расчетная нагрузка энергорайона в 2023 году составит 161,2 МВт.

Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ на территории ПЭС в период до 2023 года, в основном связано с реализацией строительства Буденновского технопарка и Буденновской ТЭС.

Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в период до 2023 г. для базового варианта электропотребления в плане реализации инвестиционной программы ПАО "МРСК Северного Кавказа" предусматривается по направлениям реконструкция и техперевооружение.

По информации филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго", в 1 квартале 2016 года филиалом ПАО "Россети" - Центр технического надзора РУТН Северного Кавказа проводилась проверка готовности объектов Прикумских ЭС филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" к работе в паводковый период. По результатам проверки было установлено неудовлетворительное техническое состояние участка ВЛ 110 кВ Затеречная - Ищерская 1, 2 цепь (Л-123/Л-124) опоры N 659-669 (на участке Затеречная - Ачикулак), в связи с чем, в соответствие с Актом-предписанием N АП-Ц-063/16-ЦП от 04.03.2016 Прикумским ЭС Филиала поручено проработать вопрос о выносе участка подтопленных опор ВЛ из зоны затопления с заменой аварийных опор.

Двухцепная ВЛ 110 кВ Затеречная - Ищерская (Л-123/Л-124), связывающая Ставропольскую и Чеченскую энергосистемы имеет протяженность более 130 км и была введена в эксплуатацию в 1956 году для передачи электроэнергии от Грозненских ТЭС в район нефтедобычи на территории Ставропольского края (ПС 110 кВ Затеречная). Срок службы данной ЛЭП составляет 60 лет, что больше нормативного срока эксплуатации. Трасса ЛЭП удалена от производственных баз Прикумских электрических сетей Филиала, населенных пунктов, дорог с асфальтированным покрытием.

В связи с изменением гидрологического режима по трассе прохождения ЛЭП, участок опор N 659-669 (на участке Затеречная - Ачикулак) постоянно находится в зоне затопления. Подъезд спецтехники к опорам на данном участке практически невозможен. Анализ местности показывает, что вынос ЛЭП из зоны затопления на данном участке не представляется возможным из-за неблагоприятного сочетания размеров и направления зоны затопления с трассой ЛЭП.

Помимо этого, по всей трассе ЛЭП в весенне-летний период наблюдается массовое гнездование птиц, что приводит к частым аварийным отключениям ЛЭП, в связи с чем, ЛЭП характеризуются высокой аварийностью.

В связи с превышением нормативного срока эксплуатации Л-123/Л-124 в 2022-2023 гг. запланирована реконструкция Л-123/Л-124: вынос ВЛ из зоны затопления и перезавод ВЛ с ПС 110 кВ Затеречная на ПС 110 кВ Нефтекумск, строительством нового участка ВЛ протяженностью 17,05 км и устройством двух линейных ячеек 110 кВ на ПС 110 кВ Нефтекумск.

В целях обеспечения надежности электроснабжения потребителя ООО "РН-Ставропольнефтегаз", а так же потребителей пос. Ачикулак и прилегающих к нему населенных пунктов Нефтекумского района, на ПС 110 кВ Ачикулак предусматривается в 2020 году заменить существующий силовой трансформатор Т-2 мощностью 6,3 MBA на трансформатор 10,0 MBA. Статистические данные по загрузке силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Ачикулак за последние годы приведены в таблице 5.5.

Таблица 5.5

Наименование трансформатора	Нагрузка в ЗРД. MBA
	2017	2016	2015	2014	2013
Т-1	5,9	8,84	3,36	5,60	4,79
Т-2	4,1	3,4	5,82	4,19	4,09
Всего	10,0	12,24	9,18	9,79	8,88

Согласно замеров нагрузок в режимный день зимнего максимума 2017 года нагрузка на силовые трансформаторы Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Ачикулак составляла 10,0 MBA. При аварийном отключении силового трансформатора Т-2 и работе АВР по стороне 35 и 10 кВ, трансформатор Т-1 при таких нагрузках будет загружен на 158%. Снять перегруз возможно путем перевода нагрузки ВЛ 35 кВ Л-566 на ПС 110 кВ Терская. ПС 110 кВ Терская и ПС 110 кВ Ачикулак не имеют постоянного персонала и максимальное время, необходимое для выполнения переключений по переводу нагрузки по информации филиала ПАО "МРСК СК" - "Ставропольэнерго" составляет порядка 40 - 60 минут. Снятие нагрузки с ВЛ 35 кВ Л-577 и Л-549 в данной аварийной ситуации неэффективно, так как требует согласования и выполнения переключений на подстанциях потребителя ООО "РН-Ставропольнефтегаз" и займет намного больше времени (подстанции без постоянного оперативного персонала).

Проведенный анализ показал, что значение максимальной нагрузки подстанции зависит от работы нефтеперерабатывающих станций ООО "РН-Ставропольнефтегаз" и при максимальной их загрузке, в послеаварийном режиме отключения Т-2, загрузка оставшегося в работе Т-1 может достигать двукратного значения. Учитывая, что ПС 110 кВ Ачикулак не имеет постоянного оперативного персонала, аварийное отключение трансформатора Т-2 в период максимальных нагрузок может привести к недопустимому перегрузу оставшегося в работе трансформатора Т-1, его повреждению и как следствие к полному погашению центра питания и длительному обесточению потребителей.

В 2021 году предусматривается реконструкция ПС 110 кВ Плаксейка с заменой трансформатора Т-2 мощностью 10 MBA на трансформатор 16 MBA, с установкой ЗОН 110 с ОПН 110, заменой ТТ 110 в ячейке Т-2. ПС 110 кВ Плаксейка введена в эксплуатацию в 1967 г. При нормативном сроке эксплуатации основного оборудования ПС 25 лет, оборудование находится в работе 40 лет. В результате длительного срока работы основное оборудование выработало свой эксплуатационный ресурс, физически и морально устарело. На ПС установлено 2 силовых трансформатора: Т-1 мощностью 16,0 тыс. кВА и Т-2 мощностью 10,0 тыс. кВА. По данным филиала ПАО "МРСК СК" - "Ставропольэнерго" загрузка ПС в период летних максимальных температур (нагрузка зафиксирована 09.08.2017 года) составила 12,4 MBA. При отключении трансформатора Т-1, Т-2 перегружается сверх допустимых значений. Прилегающая схема сети 35 кВ, в случае планируемого вывода из работы Т-1, позволяет превентивно выполнить перевод части нагрузки (около 2 MBA) на ПС 110 кВ Терская, путем переноса нормального разрыва в сети 35 кВ с ПС 35 кВ Орловская на ПС 35 кВ Архангельская. Однако в послеаварийном режиме отключения трансформатора Т-1, учитывая то, что на ПС 35 кВ Архангельская и ПС 35 кВ Орловская нет постоянного персонала (обслуживаются ОВБ) и ПС удалены от места базирования ОВБ, время разгрузки будет превышать допустимые значения. Загрузка ПС 110 кВ Плаксейка в ЗРД за последние 5 лет приведена в таблице 5.6.

Таблица 5.6.

Наименование трансформатора	Нагрузка в ЗРД. MBA
	2017	2016	2015	2014	2013
Т-1	10,20	10,82	10,44	9,77	10,00
Т-2	0,5	0,54	0,45	0,41	0,51
Всего	10,7	11,36	10,89	10,18	10,50

На подстанции Левокумская установлены два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 10 и 6,3 MBA. Нагрузка ПС 110 кВ Левокумская в максимум зимнего режимного дня 2016 г. достигала 8,5 MBA (таблица 5.7). В послеаварийном режиме при отключения трансформатора Т-1 10 MBA, загрузка оставшегося в работе трансформатора Т-2 мощностью 6,3 MBA составит 133,8%. При условии осуществления технологического присоединения в 2022 году с нагрузкой 2,66 MBA загрузка трансформатор Т-2 в таком режиме составит уже 11,09 MBA или 176%. Для обеспечения работы трансформатора с допустимой нагрузкой потребуется ограничение потребителей ПС 110 кВ Левокумская в объеме не менее 4,8 MBA. Есть возможность перевода части нагрузки по сети 35 кВ с ПС 110 кВ Левокумская на ПС 110 кВ Ачикулак в объеме не более 4 MBA - нагрузка ПС 35 кВ Правокумская, Подсолнечная, но этого недостаточно для обеспечения параметров режима в области допустимых значений. К тому же перевод нагрузки будет осуществляться одним и тем же персоналом ОВБ потребителя (переключения на ПС 35 кВ Ачикулак Нефть-15 и Подсолнечная, на балансе ООО "РН-Ставропольнефтегаз") и время перевода будет превышать допустимые значения перегруза силовых трансформаторов согласно ПТЭ. Для исключения отключения потребителей в послеаварийных и ремонтных режимах на ПС 110 кВ Левокумская в 2019 предусмотрена замена трансформатора Т-2 мощностью 6,3 MBA на трансформатор мощностью 10 MBA.

Таблица 5.7.

Наименование трансформатора	Нагрузка в ЗРД. MBA
	2017	2016	2015	2014	2013
Т-1	2,5	5,4	7,6	2,5	2,8
Т-2	5,6	3,1	2,8	4,8	5,1
Всего	8,1	8,5	10,4	7,3	7,9

В соответствии с заключенным с ООО "Агрокомплекс "Восточный" договором ТП от 18.10.2017 N 452/2017 и на основании технических условий в 2021 году предусматривается техперевооружение ПС 110 кВ Красный Октябрь с перевод ОРУ-110 кВ на схему 110-5, установкой Т-2 мощностью 10 MBA, заменой Т-1 на трансформатор 10 MBA и строительством ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Покойная - Левокумская с отпайкой на ПС Красный Октябрь (Л-86).

Кроме того, на период до 2023 года предусматривается выполнение реконструкции на следующих электросетевых объектах:

- ПС 110 кВ Нефтекумск с заменой существующего основного оборудования ОРУ-110 кВ;

- ВЛ 110 кВ Л-277 Левокумская - Нефтекумск с частичной заменой опор, провода, изоляторов (акт технического освидетельствования прилагается).

5.3.4. Производственное сетевое подразделение "Светлоградские электрические сети".

Расчетная нагрузка энергорайона в 2023 году составит 106,4 МВт.

Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в период до 2023 года для базового варианта электропотребления в соответствии с ИПР ПАО "МРСК Северного Кавказа" предусматривается в следующем объеме:

- реконструкция ВЛ 110 кВ Восход - Рагули (Л-157) с частичной заменой опор, провода, изоляторов (акт технического освидетельствования прилагается);

- реконструкция ВЛ 110 кВ Благодарная 300 - Благодарная (Л-255) с заменой опор, провода, изоляторов (акт технического освидетельствования прилагается).

5.3.5. Производственное сетевое подразделение "Новотроицкие электрические сети".

Расчетная нагрузка энергорайона в 2023 году составит 103 МВт.

Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в период до 2023 года для базового варианта электропотребления в плане реализации инвестиционной программы ПАО "МРСК Северного Кавказа" предусматривается:

- реконструкция ПС 110 кВ Изобильная с заменой выключателей и разъединителей 35 кВ, порталов, и фундаментов основного оборудования в ОРУ 35 кВ, замена контрольных кабелей и кабельных лотков;

- реконструкция ВЛ 110 кВ Ставропольская ГРЭС - Междуреченская (Л-120) с частичной заменой опор, проводов, изоляторов и грозозащитного троса в полном объеме (акт технического освидетельствования прилагается).

5.3.6. Производственное сетевое подразделение "Восточные электрические сети".

Расчетная нагрузка энергорайона в 2023 году составит 130 МВт.

Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в период до 2023 года для базового варианта электропотребления в плане реализации инвестиционной программы ПАО "МРСК Северного Кавказа" предусматривается по следующим объектам:

для обеспечения технологического присоединения энергоустановок ООО "Георгиевский комбинат строительных материалов", согласно ТУ 379р от 05.02.2014 года, предусматривается в 2018 году реконструкция ПС 110 кВ Полимер с заменой трансформатора мощностью 10 MBA на трансформатор 16 MBA;

- реконструкция ПС 110 кВ Новопавловская-2 в 2022 году с заменой трансформатора мощностью 10 MBA на трансформатор 16 MBA с заменой основного оборудования 110 кВ для осуществления технологического присоединения энергопринимающих устройств тепличного комплекса в Кировском районе, согласно ТУ-375 от 10.12.2013 года;

- реконструкция ПС 110 кВ Лысогорская в 2021-2022 гг. с заменой силового трансформатора Т-1 мощностью 2,5 MBA на трансформатор мощностью 6,3 MBA, а также с заменой основного оборудования 110 кВ. Статистические данные по загрузке силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Лысогорская за последние годы приведены в таблице 5.8.

Таблица 5.8

Наименование трансформатора	Нагрузка в ЗРД. MBA
	2017	2016	2015	2014	2013
Т-1	1,0	1,1	1,26	1,09	1,61
Т-2	1,8	1,95	2,08	1,99	2,51
Всего	2,8	3,05	3,33	3,08	4,12

Максимальная нагрузка подстанции в 2017 г. в зимний режимный день достигала 2,8 MBA и при отключении трансформатора Т-2 мощностью 6,3 MBA нагрузка Т-1 мощностью 2,5 MBA составляла 112% от номинальной, кроме того, срок эксплуатации данного трансформатора составляет 44 года. Техническая возможность разгрузить перегруженный трансформатор по распределительным сетям 10 кВ имеется, но время, необходимое для производства оперативных переключений, ввиду отдаленности объекта от места базирования ОВБ, может превышать 120 минут, что недопустимо по требованиям ПТЭ.

5.3.7. Развитие цифровых сетей.

В настоящее время ПАО "Россети" совместно с ПАО "МРСК Северного Кавказа" планирует реализацию задач по внедрению в электросетевом комплексе технологий "цифровых сетей", включая реализацию пилотных проектов (цифровая подстанция 110 кВ, цифровой РЭС), а также формирование нормативно-технического, научного и методологического обеспечения технологий "цифровых сетей". Концептуально реализация проекта "цифровая сеть" будет происходить в три этапа:

- на первом предусмотрена автоматизация центров питания 35-110 кВ и сетей;

- на втором этапе предусмотрено внедрение интеллектуального учета электрической энергии;

- на третьем этапе планируется повышение наблюдаемости и управляемости объектов электрической сети напряжением 0,4-6-10 кВ.

В ПАО "Россети" ведется планомерная разработка типовых ТЗ, а также определяются критерии отбора пилотных проектов по созданию цифровых РЭС и цифровых подстанций 110 кВ (не менее 1-го РЭС и двух ПС 110 кВ). Также в текущем году в составе Комплексной программы развития электрических сетей напряжением 35 кВ и выше на территории Ставропольского края на период 2019-2023 планируется предпроектная оценка с разработкой мероприятий по созданию цифровых РЭС и ПС 110 кВ.

В целях повышения наблюдаемости электросетевых объектов Обществом разработана Программа модернизации и расширения системы сбора и передачи информации на подстанциях филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" на 2018-2023 гг. Данная программа согласована филиалом АО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ письмом от 13.03.2018 N Р-51-В-1-19-525.

5.4. Предварительные рекомендации по схемам выдачи мощности электростанций, намечаемых к строительству в период до 2023 года

Развитие генерирующих источников на территории Ставропольского края на перспективу по базовому варианту принято в соответствии с проектом "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2018-2024 годы".

При проведении комплексной реконструкции и модернизации электростанций Каскада Кубанских ГЭС с незначительным увеличением установленной мощности рекомендуется сохранить существующие схемы присоединения ГЭС к энергосистеме.

По целому ряду электростанций, строительство которых рассматривается на территории Ставропольского края, еще не выполнялись проработки по схемам выдачи мощности. В настоящей "Схеме ..." для этих электростанций даны предварительные рекомендации по их присоединению к энергосистеме.

Солнечные электростанции.

В соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2018-2024 гг., а также на основании утвержденных ТУ N 620р от 30.01.2017 предусматривается строительство Старомарьевской СЭС мощностью 100 МВт. Выдачу мощности Старомарьевской СЭС предусматривается осуществлять на напряжении 110 кВ с подключением к ВЛ 110 кВ Л-140 Ставрополь - Промкомплекс с отпайкой на ПС Птицепром" по схеме "заход-выход".

Для определения районов размещения солнечных и ветроэлектростанций, оптимальных по их влиянию на изменение величины потерь электроэнергии в сети 110 кВ, выполнены оценочные расчеты режимов работы электрической сети в зимний и летний периоды на этапе до 2023 года (таблица 5.10). Проведенный анализ целесообразности размещения ветровых электростанций в тех или иных узлах Ставропольской энергосистемы по их влиянию на изменение величины потерь электроэнергии от транзитных перетоков мощности в сети 110 кВ показал, что предпочтительными районами размещения ветровых станций являются дефицитные районы, удаленные от центров питания: Красногвардейский, Труновский, Изобильненский, Александровский, Новоселецкий, Георгиевский, Буденновский, Левокумский, Нефтекумский, Арзгирский, Благодарненский, Ипатовский и Апанасенковский. При размещении ветровых станций в Кочубеевском районе ухудшаются экономические показатели работы электрических сетей этого района - увеличиваются потери электрической энергии в сети.

Таблица 5.10 Обобщенные данные по эффективности строительства ветровых и солнечных электростанций в отдельных узлах Ставропольской энергосистемы по критерию снижению потерь мощности в сети

N п/п	Наименование узла энергосистемы, куда планируется выдача мощности ВЭС (СЭС)	Оптимальная величина генерации ВЭС (СЭС)				Рекомендуемая величина генерации ВЭС (СЭС), по критерию снижения потерь мощности, МВт
		Лето		Зима
		Величина генерации, МВт	Снижение потерь мощности, МВт	Величина генерации, МВт	Снижение потерь мощности, МВт
1.	ПС 110 кВ Радиозавод	50	1	70	1,5	50
2.	ПС 110 кВ III-й Подъем	120	1,8	150	3,7	120
3.	ПС 110 кВ Светлоград	50	0,9	50	1,1	50
4.	ПС 110 кВ Мин-Воды-2	80	0,9	130	2,6	80
5.	ПС 110 кВ Подкумок	50	0,7	100	2,3	50
6.	ПС 110 кВ Ессентуки-2	80	0,6	140	2	80
7.	ПС 110 кВ Затеречная	50	1	70	1,6	50
8.	ПС 110 кВ Ипатово	50	1,2	50	1,1	50

6. Анализ режимов работы электрических сетей 110 кВ и выше

6.1. Расчетные условия

Расчеты режимов работы сети 110 кВ и выше, функционирующей на территории Ставропольского края, выполнялись в целях:

- выбора схемы сети и параметров ее элементов;

- определения рекомендаций по режиму работы сети;

- определения условий регулирования напряжения в электрической сети и необходимого объема компенсирующих устройств.

В работе расчет режимов работы сети 110 кВ и выше выполнялся для прогноза электропотребления, разработанного АО "СО ЕЭС" в рамках проекта "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2018-2024 гг." и учитывающего нагрузки согласно действующих договоров на технологическое присоединение.

В качестве расчетных этапов приняты годы, в которые происходят существенные изменения схемы электрической сети и состава генерирующих мощностей энергосистемы на территории Ставропольского края, а именно:

2018 г. - ввод ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок;

2019 г. - ввод ПС 330 кВ Солнечный Дар (2 этап), ПС 110 Интер-Юг и Старомарьевской СЭС;

2020 г. - ввод объектов РИТ-Парка в г. Невинномысск;

2023 г. - последний год расчетного периода.

В соответствии с Техническим заданием в работе рассматриваются режимы зимних и летних максимальных нагрузок, режимы зимних и летних минимальных нагрузок рассматриваются при необходимости.

Исходные условия при проведении электрических расчетов:

величина нагрузки Ставропольской энергосистемы в расчетных режимах для рассматриваемых этапов формирования схемы соответствует ниже приведенным величинам:

Рассматриваемый период (год)	Расчетный режим	Потребление, МВт
2018	ЗРД макс	1701
	ЗРД мин	1250
	ЛРД макс	1508
	ЛРД мин	769
2019	ЗРД макс	1717
	ЗРД мин	1269
	ЛРД макс	1512
	ЛРД мин	771
2020	ЗРД макс	1760
	ЗРД мин	1280
	ЛРД макс	1525
	ЛРД мин	778
2023	ЗРД макс	1819
	ЗРД мин	1309
	ЛРД макс	1561
	ЛРД мин	796

- участие электростанций энергосистемы в покрытии максимума нагрузок принято с учетом объемов электропотребления на территории Ставропольской энергосистемы;

- расчетные активные и реактивные нагрузки на шинах 110 кВ существующих подстанций в зимний и летний максимумы и минимумы энергосистемы приняты на основе анализа отчетных данных, реактивные нагрузки для новых объектов (потребителей) - исходя из расчетного ;

- нормальные разрывы в сети 110 кВ на территории Ставропольской энергосистемы сохранены в соответствии со схемами и режимами Филиала АО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ.

Результаты расчетов потокораспределения в сети 110 кВ и выше для нормальной и послеаварийных схем приведены в Приложениях А-1 - А-14 тома "Чертежи и графические приложения".

Загрузка AT 500/330 и 330/110 подстанций Ставропольской энергосистемы в расчетных режимах приведена в таблице 6.3.

6.2. Анализ режимов работы электрических сетей 110 кВ и выше

6.2.1. Режимы работы электрической сети на этапе 2018 года.

Анализ результатов выполненных расчетов показал, что схема электрической сети 110 кВ и выше, сформированная к 2018 году (приложения А-1 - А-6, том "Чертежи и графические приложения" для базового варианта электропотребления обеспечивает электроснабжение потребителей Ставропольской энергосистемы без ограничений, как в нормальной схеме, так и в послеаварийных режимах.

Ввод в работу ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок позволяет снизить перетоки по АТ 500/330 кВ на ПС Невинномысск и ВЛ 330 и 110 кВ, связывающих Ставропольскую энергосистему с энергосистемами республик Северного Кавказа. Незначительно, но снижаются перетоки через АТ на ПС 500 кВ Буденновск и ПС 330 кВ Машук.

Загрузка АТ, установленных на ПС 330 и 500 кВ находится в допустимых пределах. Наиболее загруженными АТ являются АТ 330/110 на ПС 330 кВ Машук, Ставрополь и АТ 500/330 кВ на ПС 500 кВ Буденновск. Если на ПС 330 кВ Ставрополь, Машук отключение одного из АТ не приведет к перегрузке оставшихся в работе, то на ПС 500 кВ Буденновск вероятность перегруза оставшегося в работе АТ есть. При возникновении перегруза АТ на ПС 500 кВ Буденновск перегруз будет сниматься загрузкой гидроэлектростанций в Дагестанской энергосистеме и снижением перетока в сечении "Восток".

В остальных случаях при отключении (выводе в ремонт) одного из автотрансформаторов загрузка второго не превышает его длительно-допустимых значений.

Напряжения в сети 110 кВ в нормальной схеме обеспечиваются в пределах 110-120 кВ.

Послеаварийные режимы, связанные с отключением одной из наиболее загруженных ВЛ 110 - 500 кВ не приводят к недопустимым изменениям параметров режима электрической сети. Напряжения в сети 110 кВ в послеаварийных режимах не снижаются ниже минимально-допустимых значений.

В зимний период наиболее тяжелым послеаварийным режимом является отключение ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - ГЭС-2 - Машук в схеме плавки гололеда на ВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко. В данном режиме при определенных перетоках мощности существует вероятность работы защиты от перегруза ВЛ 110 кВ Ессентуки-2 - Ясная Поляна-2 и ВЛ 110 кВ Ильенко - Парковая. После работы автоматики данных ЛЭП загрузка транзита 110 кВ ГЭС-2 - Т-302 - Мин.Воды-2 может достигать аварийно-допустимых значений. Для недопущения перегруза ВЛ 110 кВ данного транзита необходимо снижать переток мощности в сечении "Восток" (приложение А-2). Ввод в работу ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок позволит избежать срабатывание защиты от перегруза вышеуказанных ВЛ, загрузка остальных ЛЭП и напряжения на ПС 110 кВ будет находиться в пределах длительно-допустимых значений (таблица 6.1, приложение А-3).

Таблица 6.1. Результаты расчетов электрических режимов в зимний максимум нагрузок 2018 года (ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок в работе). Послеаварийный режим

Отключена ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - ГЭС-2 - Машук в схеме плавки гололеда на ВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко. Переток в сечении "Восток" 1793 МВт.

Таблица 6.1.1.

Наименование узла (ПС 110 кВ)	Нагрузка		Уровни напряжений, кВ
	Р, МВт	Q, Мвар
ПС 110 кВ Щебзавод	5	2	109,8
ПС 110 кВ Мин. Воды-2	34	13,6	109,8
ПС 110 кВ Аэропорт	5,1	2	109,8
ПС 110 кВ Т-301	25,4	10,2	109,9
ПС 110 кВ Железноводская	9,9	4	110,2
ПС 330 кВ Машук (СШ 110 кВ)	43,4	17,4	111,2
ПС 110 кВ Ессентуки-2	51,6	20,6	111,4

Таблица 6.1.2.

Наименование ЛЭП	Длит. доп. ток ВЛ при t=-5°C, А	Фактическая загрузка ЛЭП
		I, А	%	S, MBA
В Л 110 кВ Ессентуки-2 - Ясная Поляна-2 (Л-110)	630	464	73,6	89+j8
В Л 110 кВ Ильенко - Ясная Поляна-2	490	348	71,1	68+j15
В Л 110 кВ Ильенко - Парковая	455	304	66,8	61+j9
ВЛ 110 кВ Парковая - Белый Уголь (Л-169)	353	254	55,9	51+j4
ВЛ 110 кВ ГЭС-2 - Т-302 (Л-49)	600	324	54,1	65+j10

Следует отметить, что в случае переноса сроков ввода в работу ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок, в определенных ремонтных схемах (в схемах плавки гололеда) в сети 330 кВ, при выводе из работы ВЛ 330 кВ по транзиту Невинномысская ГРЭС - ГЭС-2 - Машук или ГЭС-4 - Черкесск - Ильенко - Баксан и при максимальных перетоках мощности в сечении "Восток", возможна загрузка ВЛ 110 кВ до уровней аварийно-допустимых значений в послеаварийных режимах. В целях недопущения перегрузки ВЛ 110 кВ в послеаварийных режимах, в вышеуказанных ремонтных схемах рекомендуется осуществлять перенос разрывов в сети 110 кВ, на ПС 110 кВ Т-303 СВ-110 включать, а на ПС 110 кВ Т-302 СВ-110 отключать.

В режиме зимних минимальных нагрузок 2018 года сохраняется принципиальная картина потокораспределения в сети 110 кВ и выше рассматриваемого района аналогично режимам зимних максимальных нагрузок при существенно меньшей загрузке элементов сети.

В летний максимум нагрузок наиболее тяжелым является режим отключения ВЛ 330 кВ Невинномысск - Ставрополь в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - Армавир. При определенных перетоках мощности возможен перегруз ВЛ 110 кВ, питающих нагрузку г. Ставрополь сверх аварийно-допустимых значений (таблица 6.2, приложение А-5). Для исключения перегруза ВЛ 110 кВ сверх аварийно-допустимых значений, шунтирующих контролируемые сечения "Невинномысск" и "Невинномысск ремонтное" и питающих нагрузку г. Ставрополь, диспетчером Северокавказского РДУ осуществляется регулирование перетока в вышеуказанных контролируемых сечениях, противоаварийное управление комплексами АПНУ "Невинномысск" (АПНУ "Невинномысск ремонтное") Ставропольской ГРЭС, а так же применяются схемно-режимные мероприятия, исключающие риски возникновения перегруза ВЛ 110 кВ сверх аварийно-допустимого уровня (приложение А-6).

Таблица 6.2. Результаты расчетов электрических режимов в летний максимум нагрузок 2018 года. Послеаварийный режим. Отключена ВЛ 330 кВ Невинномысск - Ставрополь в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - Армавир. Генерация Невинномысской ГРЭС 1010 МВт

Таблица 6.2.1. (без создания разрывов в сети 110 кВ)

Наименование ЛЭП	Ав. доп. ток ВЛ при t=+35°C, А	Фактическая загрузка ЛЭП
		I, А	%	S, MBA
В Л 110 кВ Южная - Центральная (Л-13 6)	541	796	147	153-j25
ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Южная (Л-23)	541	656	121	137-j1
В Л 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Прикубанская (Л-57)	541	606	112	125-j19
В Л 110 кВ Прикубанская - Заветная (Л-143)	541	543	101	104-j39
ВЛ 110 кВ Заветная - УНПС (Л-51)	541	527	98	99-j42
ВЛ 110 кВ ГЭС-4 - Южная (Л-64)	541	513	95	107+j11

Таблица 6.2.2. (превентивное создание разрывов в сети 110 кВ)

Наименование ЛЭП	Ав. доп. ток ВЛ при t=+35°C, А	Фактическая загрузка ЛЭП
		I, А	%	S, MBA
В Л 110 кВ Южная - Центральная (Л-13 6)	541	269	53	48+j 19
ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Южная (Л-23)	541	347	69	65+j 30
В Л 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Прикубанская (Л-57)	541	102	20	19+j 8
В Л 110 кВ Прикубанская - Заветная (Л-143)	541	23	4	4+j2
ВЛ 110 кВ Заветная - УНПС (Л-51)	541	4	1	-j1
ВЛ 110 кВ ГЭС-4 - Южная (Л-64)	541	143	29	27+j13

6.2.2. Режимы работы электрической сети на этапе 2019-2020 года.

Рост электропотребления Ставропольской энергосистемы в период 2019-2020 г.г. в основном обусловлен вводом ПС 330 кВ Солнечный дар, ПС 110 кВ Интер-Юг и объектов РИТ-Парка в г. Невинномысск. В связи с этим картина потокораспределения в расчетных режимах 2019-2020 годов (приложения А-7 - А-13 том "Чертежи и графические приложения" в сети 110 кВ незначительно отличается от 2018 года.

После ввода в эксплуатацию Грозненской ТЭС в 2020 году установленной мощностью 360 МВт снижаются перетоки мощности в сечении "Восток", в результате чего снижается загрузка АТ 500/330 кВ на ПС 500 кВ Буденновск в период зимних максимальных нагрузок. Перегруз АТ на ПС 500 кВ Буденновск в послеаварийном режиме отключения другого АТ практически невозможен.

В период летних максимальных нагрузок по-прежнему проблемным местом является энергорайон г. Ставрополь. В различных послеаварийных режимах в ремонтных схемах возможен перегруз ВЛ 110 кВ сверх аварийно-допустимых значений, который предотвращается превентивным делением сети 110 кВ (приложения А-12, А-13).

6.2.3. Режимы работы электрической сети на этапе 2023 года.

Рост электропотребления Ставропольской энергосистемы в период 2021-2023 г.г. обусловлен в основном увеличением нагрузки РИТ-Парка в г. Невинномысск. Учитывая предполагаемый ввод в эксплуатацию ветровых электростанций в Кочубеевском районе, картина потокораспределения в расчетных режимах 2023 года для базового варианта электропотребления Ставропольской энергосистемы (приложения А-14, А-15) будет незначительно отличаться от 2020 года.

В связи с превышением нормативного срока службы ВЛ 110 кВ Л-123/Л-124 и неудовлетворительного состояния ЛЭП на участке Затеречная - Ачикулак предлагается изменение топологии сети 110 кВ со строительством двух новых участков ВЛ 110 кВ Л-123/Л-124 и перезаводом ВЛ с ПС Затеречная на ПС Нефтекумск.

Таблица 6.3. Перетоки мощности по АТ 500/330 кВ и 330/110 кВ электрических станций и подстанций Ставропольской энергосистемы в расчетных режимах 2018 - 2023 г.г.

Наименование подстанции	Установленная мощность АТ, MBA	Номинальная мощность ЦП	Нагрузка автотрансформаторов в расчетных схемах
			2018 год				2023 год
			Р, МВт	Q, Мвар	S, MBA	%	Р, МВт	Q, Мвар	S, MBA	%
ПС 500 кВ Невинномысск 500/330 кВ	2х(3х167)	1002	197	95	219	22%	186	46	192	19%
330/110 кВ	2x125	250	-	-	-	-	60	26	65	26%
ПС 500 кВ Буденновск 500/330 кВ	2х(3х167)	1002	569	0	569	57%	458	53	461	46%
330/110 кВ	1x125	125	11	25	27	22%	18	19	26	21%
Ставропольская ГРЭС 500/330 кВ	2х(3х167)	1002	63	2	63	6%	146	4	146	15%
330/110 кВ	2x200	400	198	28	200	50%	194	32	197	49%
ГЭС-2	2x120	240	44	6	44	19%	66	2	66	28%
ГЭС-4	2x125	250	10	70	71	28%	12	75	76	30%
Невинномысская ГРЭС	2x200	400	16	111	112	28%	12	112	113	28%
ПС 330 кВ Благодарная	1x125	250	56	23	61	24%	60	25	65	26%
ПС 330 кВ Прикумск	2x200	400	83	38	91	23%	92	52	106	26%
ПС 330 кВ Ставрополь	3x125	375	168	125	209	56%	181	136	226	60%
ПС 330 кВ Машук	2x200	400	184	106	212	53%	206	108	233	58%
ПС 330 кВ Ильенко	2x125	250	70	68	98	39%	80	78	112	45%

6.3. Рекомендации по компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ и выше на территории Ставропольской энергосистемы

Условия регулирования напряжения и размещение источников реактивной мощности

Регулирование напряжения в сети 110 кВ Ставропольской энергосистемы обеспечивается за счет изменения реактивной мощности генераторов электростанций и компенсирующих устройств (БСК), установленных в электрических сетях, у потребителей, а также за счет регулировочных возможностей автотрансформаторов и трансформаторов на подстанциях 500, 330 и 110 кВ.

На подстанциях 110 кВ в Ставропольской энергосистеме по состоянию на 01.01.2018 г. установлено 81,78 МВар КУ (БСК). Располагаемая мощность КУ составляет 71,78 Мвар.

Для компенсации зарядной мощности ВЛ 500 и 330 кВ на ПС 500 кВ Невинномысск, ПС 500 кВ Буденновск и Ставропольской ГРЭС установлены шунтирующие реакторы суммарной мощностью 885 Мвар.

Напряжение в зимний режимный день 2017 года (20.12.2017 г. 18 час) обеспечивалось в сети 110 кВ - 110-121 кВ, в сети 330 кВ - 335-350 кВ. Наименьшие напряжения имели место в Прикумских электрических сетях на ПС 110 кВ Каясула, Ачикулак, Затеречная и Восточная.

Для рекомендуемой схемы электрической сети Ставропольской энергосистемы выполнены расчеты по оптимизации реактивной нагрузки на шинах подстанций 110 кВ. При выполнении оптимизационных расчетов в исходном режиме максимальных нагрузок 2023 г. как существующие рассматриваются все КУ в соответствии с их располагаемой мощностью на 01.01.201__ г. (за исключением БСК на ПС 110 Суворовская).

Ниже изложены методологические основы расчетов по оптимизации реактивной мощности и размещения компенсирующих устройств.

Основные методические положения, применяемые для оптимизации реактивной мощности в узлах электрической сети

В основу оптимизации положен принцип минимума приведенных затрат, связанных с установкой, эксплуатацией и режимом работы компенсирующих устройств (КУ).

В функцию приведенных затрат входят слагаемые, учитывающие следующие виды затрат:

- на установку и текущую эксплуатацию компенсирующих устройств;

- на выработку электроэнергии необходимую для компенсации потерь электроэнергии как в сети, так и в устанавливаемых КУ.

Для существующих источников реактивной мощности (ранее установленных КУ, СК и генераторов станций) стоимостный показатель принимается равным нулю. Время работы в году новых КУ принято равным 8760 часов, что справедливо для расчетов, определяющих установленную мощность КУ без учета реального режима работы, что впоследствии создает некоторый запас.

Для отыскания оптимальной установленной мощности КУ по функции приведенных затрат определяются удельные приросты потерь активной мощности от реактивных узловых мощностей. Удельные приросты определяются для узлов сети по параметрам расчетного режима сети (конфигурации и параметров ветвей, активных и реактивных узловых мощностей, уровней напряжения).

В результате, критерий оптимальности (минимум целевой функции приведенных затрат) формулируется следующим образом: оптимальная установленная мощность КУ определяется условием равенства удельного прироста потерь в узловой точке в расчетном режиме значению, определенному технико-экономическими показателями (заданному). Для существующих источников реактивной мощности аналогично формулируется критерий для оптимальной рабочей мощности.

При таком подходе значение заданного удельного прироста потерь определено с учетом срока окупаемости устанавливаемых КУ, который соответствует принятому в расчетах коэффициенту эффективности капитальных вложений. Другими словами оптимизационный расчет прекращается, когда срок окупаемости "последнего" устанавливаемого КУ превысит заданный.

В каждой энергосистеме имеются узловые точки, обычно это шины достаточно мощных электростанций, в которых по техническим соображениям требуется поддержание некоторого заданного уровня напряжения (опорные узлы). Выполнение этого условия приводит к тому, что эти узлы должны генерировать реактивную мощность, прежде всего, для выполнения технических требований. Реактивная мощность таких узлов рассматривается как условно "бесплатная", необходимая, прежде всего, для нормального функционирования сети, при этом удельный прирост потерь в таких узлах должен быть, по определению, нулевым.

Опорные узлы выполняют функцию поддержания заданного уровня напряжения, одновременно выдавая свою реактивную мощность в окружающую сеть. Однако опорные узлы имеют реальные физические пределы регулирования реактивной мощности. Если в процессе оптимизации опорный узел достигнет ограничения по реактивной мощности, он переходит в статус обычного узла, для которого расчет удельного прироста потерь выполняется по обычным правилам.

Расчетные условия оптимизации компенсирующих устройств реактивной мощности.

Выбор оптимальной величины мощности КУ осуществляется по режиму максимальных нагрузок, когда потери мощности в электрических сетях наибольшие. Оптимизация реактивной мощности осуществлялась на шинах 110 кВ подстанций энергосистемы.

Величина располагаемой мощности существующих КУ в оптимизационных расчетах принимается за минимальную и увеличивается, если в ходе расчета выявляется такая потребность.

Выдача реактивной мощности генераторами электростанций оптимизировалась с учетом обеспечения технических требований к уровню напряжения в узловых точках электрической сети 110 кВ.

Стоимостные показатели установки компенсирующих устройств приняты по "Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей", "Энергосетьпроект", Москва, 2007 г. с учетом данных заводов изготовителей БСК по стоимости оборудования в ценах на IV квартал 2017 года с учетом НДС.

Таблица 6.4.1 - Технико-экономические параметры оптимизации реактивной мощности в электрической сети.

Наименование технико-экономических параметров оптимизации	Обозначение, размерность	Значение параметров
1. Удельная стоимость установки источников реактивной мощности (БСК) напряжением 6-10 кВ	, руб/квар	1500
2. Отчисления на амортизацию и обслуживание КУ	, от стоимости КУ	0,050
3. Удельная стоимость установленной мощности на электростанциях	, руб/кВт	0
4. Коэффициент эффективности капитальных вложений		0,100
5. Стоимость потерь электроэнергии	руб/кВт.ч	2,6
6. Годовое время использования максимума реактивной мощности	Час	8760
7. Удельные потери активной мощности в новых компенсирующих устройствах	, кВт/квар	0,0030
8. Удельные потери активной мощности в существующих источниках реактивной мощности	кВт/кВар	0,0100

Результаты расчетов по оптимизации мощности и размещения источников реактивной мощности в электрических сетях и их анализ.

Результатом оптимизационных расчетов является мощность дополнительных компенсирующих устройств, устанавливаемых в нагрузочных узлах и достигаемое при этом снижение потерь мощности в электрических сетях.

Результаты расчетов по оптимизации мощности и размещения источников реактивной мощности в электрических сетях для базового варианта приведены в таблице 6.4.2.

Таблица 6.4.2.

Наименование сетевого района и подстанций	Мощность нового КУ, Мвар	Стоимость установки КУ, тыс. руб.	Ежегодные затраты, тыс. руб		Годовой экономический эффект от установки КУ, тыс. руб.	Срок окупаемости КУ, лет
			на потери энергии в КУ	на эксплуатацию КУ
Рагули	9,9	14850	676	743	-	-
Полимер	9,9	14850	676	743	694	21,4
Мин-Воды-2	9,9	14850	676	743	850	17,5
Подкумок	9,9	14850	676	743	597	24,9
Итого:	39,6	59400	2704	2972	2141

Анализ результатов выполненных расчетов показал, что для базового варианта потребления, установка БСК на подстанциях 110 кВ экономически нецелесообразна, так как срок окупаемости БСК в случае установки в наиболее эффективных узлах нагрузки превышает 10 лет.

6.4. Оценка снижения потерь электроэнергии в сетях 110 кВ и выше

Настоящей работой выполнена оценка снижения потерь электрической энергии в сетях 110 кВ и выше при вводе электросетевых объектов, обеспечивающих основное влияние на величину потерь электроэнергии, а так же приведены рекомендации по выполнению нормальных разрывов в сети 110 кВ, при которых достигаются наибольшие результаты снижения потерь в сети 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы.

В таблице 6.5.1 приведена оценка величины снижения потерь электроэнергии в сети 110-500 кВ для базового варианта Ставропольской энергосистемы при вводе электросетевых объектов, обеспечивающих основное влияние на величину потерь электроэнергии. Дополнительно приведены рекомендации по выполнению нормальных разрывов в сети 110 кВ, при которых достигаются наибольшие результаты снижения потерь в сети 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы.

Таблица 6.5.1.

Ввод новых объектов	Величина изменения потерь электроэнергии (снижение/увеличение, -/+), млн. кВт*ч/год
	Всего	в сети 330/500 кВ	в сети 110 кВ
1. ВЛ 500 кВ Невинномысск-Моздок	-40,99	-25,88	-15,12
2. Выполнение нормального разрыва на ПС 110 кВ Т-303	-4,20	2,97	-7,17
3. Выполнение нормального разрыва на ПС 110 кВ Полимер	-3,69	0,82	-4,51
Итого:	-48,89	-22,09	-26,79

Как видно из приведенных в таблице 6.5.1 данных, реализация мероприятий в Ставропольской энергосистеме из числа рекомендуемых "Схемой ..." для базового варианта развития электросетевого комплекса в период до 2023 г. снижает величину потерь электроэнергии в сети 110 кВ и выше на 48,89 млн. кВт.ч в год.

7. Объемы электросетевого строительства и оттенка необходимых капиталовложений

Оценка необходимых капиталовложений для реализации намеченного в 2018-2023 г.г. строительства новых и реконструкции (техперевооружения) действующих электросетевых объектов напряжением 110-500 кВ на территории Ставропольского края выполнена по сборнику "Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей 35-1150 кВ" 324тм-т1, утверждены ОАО "ФСК ЕЭС", Приказ N 385 от 09.07.2012 г. в ценах на IV квартал 2017 г.

Стоимость СМР, прочих работ и затрат и ПИР определена в соответствии с рекомендуемыми к применению в IV кв. 2017 г. индексами:

= 7,46 - индекс изменения сметной стоимости СМР к ТЕР по виду строительства "Прочие объекты" для Ставропольского края (без НДС, Приложение 1 к письму Минстроя России от 05.12.2017 г. N 45082-ХМ/09);

- = 4,44 - индекс изменения сметной стоимости оборудования по отрасли Электроэнергетика (без НДС, Приложение 4 к письму Минстроя России от 05.12.2017 г. N 45082- ХМ/09);

- = 8,74 - индекс изменения сметной стоимости прочих работ и затрат по отрасли Электроэнергетика (без НДС, Приложение 3 к письму Минстроя России от 05.12.2017 г. N 45082- ХМ/09);

Для пересчета проектных работ для строительства применяется = 3,99, для изыскательских работ применяется = 3,99 из цен на 2001 г. в цены на IV квартал 2017 г. (без НДС, Приложение 2 к письму Минстроя России от 05.12.2017 г. N 45082-ХМ/09).

Удельный вес затрат в стоимости строительства принят в следующих объемах: СМР - 22%, оборудование - 61%, прочие затраты - 8,5% и ПИР - 8,5%.

Показатели стоимости строительства ВЛ 110 кВ рассчитаны с учетом усложняющих коэффициентов (особо гололедный район, условия городской застройки и др.). Затраты на замену выключателей в ОРУ 110 кВ действующих подстанций и на установку выключателей на новых подстанциях определены исходя из установки элегазовых выключателей.

Стоимостные показатели электросетевого строительства являются оценочными и подлежат уточнению на последующих стадиях проектирования.

Объемы строительства, реконструкции и техперевооружения, а также оценка необходимых капиталовложений по каждому из объектов напряжением 110 кВ и выше для рассматриваемого в работе варианта развития электросетевого комплекса Ставропольской энергосистемы приведены в Приложении Г.

В таблице 7.1 приведена сводка затрат по объектам электросетевого строительства для базового варианта развития электросетевого комплекса в период 2018-2023 г.г.

Таблица 7.1.

Наименование	Линии электропередачи			Подстанции
	Всего, км/млн. руб.	В том числе		Всего MBА/млн. руб.	В том числе
		Новое стр-во, км/млн. руб.	Реконст. и техпер., км/млн. руб.		Новое стр-во, MBА/млн. руб.	Реконст. и техпер., MBА/млн. руб
Объекты 500 кВ	265/10200	265/10200	-	250/1695,8	-	250/1695,8
Объекты 330 кВ	2,2/н/д	2,2/н/д	-	80/48,36	80/н/д	/48,36
Объекты 110 кВ	190,05/1282,73	50,2/563,1	139,85/719,63	846,9/5433,51	644/4003,0	202,9/1430,51
Итого по базовому варианту:	457,25/11482,73	317,4/10655,1	139,85/295,3	1176,9/6821,42	724/4003,0	452,9/3174,67

Всего по базовому варианту в период до 2023 года намечено построить одну новую ВЛ 500 кВ, протяженностью 265 км, установить на ПС 330 кВ Солнечный дар второй трансформатор 80 MBA, 2,2 км ВЛ-330 кВ, 50,2 км новых ВЛ 110 кВ и 7 новых подстанций 110 кВ общей мощностью трансформаторов 644 MBA.

Предусматривается выполнить работы по реконструкции и техперевооружению одной ПС 500 кВ, одной ПС 330 кВ и 19 ПС 110 кВ. Суммарный ввод трансформаторной мощности в период до 2023 г. на ПС 110 кВ - 846,9 MBA. Кроме того, на ряде действующих подстанций предусматривается установка дополнительных ячеек 110 кВ для подключения новых ВЛ и замена существующего коммутационного оборудования, физически и морально устаревшего, с применением элегазовых выключателей.

Для реализации намеченного развития электроэнергетики Ставропольской энергосистемы в период 2018-2023 г.г. в части нового строительства и технического перевооружения электрических сетей напряжением 110 кВ и выше по базовому варианту потребуются капиталовложения в размере 18304,15 млн. руб. (в ценах 4-го квартала 2017 г.), в том числе на строительство новых объектов - 14658,1 млн. руб., реконструкцию и техническое перевооружение - 3469,97 млн. руб. Кроме того, по ряду объектов не разработана ПСД, поэтому указанная сумма изменится на сумму, определенную сметами по разработанным проектам.

8. Выводы и рекомендации

1. Схема и программа развития электроэнергетики Ставропольского края для базового варианта разработана на расчетный уровень нагрузок 2023 года.

Уровни электропотребления и максимумы нагрузки энергосистемы на перспективу до 2023 года для базового варианта приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1

Наименование показателей	2017 г. отчет	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.
Электропотребление, млн. кВт.ч	10430	10584	10719	10884	11018	11136	11233
Темпы роста, %	1,6	1,5	1,3	1,5	1,2	1,1	0.9
Максимум нагрузки, МВт	1667	1701	1717	1760	1779	1800	1819
Темпы роста, %	-1	2,0	0,9	2,5	1,1	1,2	1,1
Число часов использования максимума нагрузки, час	6257	6222	6243	6184	6193	6187	6175

По базовому варианту электропотребление в Ставропольском крае в 2023 году может составить 11233 млн. кВт.ч, а максимум нагрузки 1819 МВт. В 2018 - 2023 г.г. среднегодовые темпы роста электропотребления прогнозируются в размере 1,25%, максимума нагрузки - 1,47%.

2. Покрытие прогнозируемого спроса на электроэнергию в Ставропольской энергосистеме в период до 2023 года, как и в предыдущие годы, предусматривается за счет действующих на территории Ставропольского края электростанций.

Перечень планируемых к строительству объектов возобновляемых источников электроэнергии с указанием их мощности и сроков ввода приведен в таблице 3.1.

3. Как и в настоящее время, на рассматриваемую перспективу 2018 - 2023 г.г. Ставропольская энергосистема будет избыточной. Избыток мощности будет составлять 2942 - 3387 МВт, а электроэнергии 7222 - 11374 млн. кВт.ч. Избытки будут передаваться в Кубанскую энергосистему и в восточную часть ОЭС Юга.

4. Развитие электросетевого комплекса на территории Ставропольской энергосистемы по базовому варианту в рассматриваемый период предусматривается по следующим направлениям:

- для увеличения пропускной способности основной сети ОЭС Юга в восточном направлении необходимо в 2018 году построить ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок, что обеспечит увеличение пропускной способности сети в восточном направлении. Протяженность ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок составит около 265 км;

- для электроснабжения объектов II-й очереди РИТ-парка с максимальной заявленной нагрузкой 249 МВт в соответствии с выданными ТУ предусматривается строительство 4-х ПС 110 кВ в г. Невинномысске. Потребление полной нагрузки объектами РИТ-Парка прогнозируется к 2022 году;

Развитие электрической сети напряжением 110 кВ в период до 2023 года предусматривается в основном в районе городов Ставрополя, Невинномысска, а также в районе Кавказских Минеральных Вод. Необходимость строительства новых сетей в этих районах определяется намечаемым ростом электрических нагрузок жилищного строительства и промышленного производства.

5. Для базового варианта электропотребления до 2023 года намечено построить 50,2 км новых ВЛ 110 кВ и 7 новых подстанции 110 кВ общей мощностью трансформаторов 644 MBA.

6. Для базового варианта предусмотрены к выполнению значительные объемы по реконструкции электрических сетей 110 кВ Ставропольской энергосистемы. До 2023 г. по базовому варианту предусматривается выполнить реконструкцию ВЛ 110 кВ в объеме 139,85 км, реконструкцию и техперевооружение 19 ПС 110 кВ, с заменой на 9 ПС существующих трансформаторов на новые трансформаторы суммарной мощностью 202,9 MBA.

7. Для реализации намеченного развития, технического перевооружения и реконструкции электрических сетей напряжением 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы в 2018-2023 г.г. для базового варианта электропотребления потребуется капиталовложений порядка 18 304,15 млн. руб. (в ценах 4-го квартала 2017 г.), в том числе на строительство новых объектов - 14 658,1 млн. руб., реконструкцию и техническое перевооружение - 3 469,97 млн. руб.

Приложения

А. Техническое задание на разработку "Схемы и программы развития электроэнергетики Ставропольского края на 2017 - 2023 годы"

ГАРАНТ:

Не приводится

ГАРАНТ:

См. данную форму в редакторе Microsoft Excel

Б-1. Характеристика существующих ЛЭП напряжением 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы

ГАРАНТ:

См. данную форму в редакторе Microsoft Excel

Б-2. Характеристика существующих подстанций напряжением 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы

В. Предложения Филиала АО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ по разработке Схемы и программы развития электроэнергетики Ставропольского края на 2017 - 2023 годы

ГАРАНТ:

Не приводится

ГАРАНТ:

См. данную форму в редакторе Microsoft Excel

Г. Перечень объектов напряжением 110-500 кВ, подлежащих строительству, реконструкции или техническому перевооружению в энергосистеме Ставропольского края в период 2018 - 2023 г.г.

ГАРАНТ:

См. данную форму в редакторе Microsoft Excel

Д. Электрические нагрузки на шинах 110 кВ подстанций Ставропольской энергосистемы в максимум нагрузок до 2023 года

ГАРАНТ:

См. данную форму в редакторе Microsoft Word

Ж. Перечень актов технического освидетельствования по объектам филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго", подлежащих реконструкции и техническому перевооружению в период 2018 - 2023 гг.

ГАРАНТ:

См. данную форму в редакторе Microsoft Excel

З. Реестр технических условий по действующим договорам на технологическое присоединение к электрическим сетям

И. Копии ТУ по действующим договорам на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "МРСК Северного Кавказа"

Том 2. Чертежи и графические приложения

Свидетельство 01-П N 232 от 14.03.2016 г

Заказчик - ПАО "Межрегиональная распределительная сетевая компания Северного Кавказа"

Схема и программа развития электроэнергетики Ставропольского края на 2017 - 2021 годы

01030641-350178 -10.ЭС

2016

Обозначение	Наименование документа	Стр.	Примечание
1	2	3	4
	Графическая часть
01030641-350178-10-ЭС	Карта-схема электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Ставропольского края на период до 2023 г.	1	Лист 1
01030641-350178-10-ЭС	Принципиальная схема электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Ставропольского края на период до 2023 г.	2	Лист 2
	Приложения
01030641-350178-10-ЭС	Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в зимний максимум нагрузок 2018 год. Нормальная схема. Переток в сечении "Восток" 2044 МВт.	3	Лист А-1
01030641-350178-10-ЭС	Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в зимний максимум нагрузок 2018 год (ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок не в работе). Послеаварийный режим. Отключена ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - ГЭС-2 - Машук в схеме плавки гололеда ВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко с учетом работы защиты от перегруза ВЛ 110 кВ Ессентуки-2 - Ясная Поляна-2 и ВЛ 110 кВ Ильенко - Парковая. Переток в сечении "Восток" 1558 МВт.	4	Лист А-2
01030641-350178-10-ЭС	Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в зимний максимум нагрузок 2018 год (ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок в работе). Послеаварийный режим. Отключена ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - ГЭС-2 - Машук в схеме плавки гололеда ВЛ 330 кВ Баксан - Ильенко. Переток в сечении "Восток" 1793 МВт.	5	Лист А-3
01030641-350178-10-ЭС	Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в летний максимум нагрузок 2018 год. Нормальная схема.	6	Лист А-4
01030641-350178-10-ЭС	Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в летний максимум нагрузок 2018 год. Послеаварийный режим. Отключена ВЛ 330 кВ Невинномысск - Ставрополь в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - Армавир. Генерация Невинномысской ГРЭС 1010 МВт.	7	Лист А-5
01030641-350178-10-ЭС	Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в летний максимум нагрузок 2018 год. Послеаварийный режим. Отключена ВЛ 330 кВ Невинномысск - Ставрополь в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - Армавир. Генерация Невинномысской ГРЭС 1010 МВт. В сети 110 кВ превентивно выполнены разрывы для недопущения перегруза ВЛ 110 кВ сверх аварийно-допустимых значений.	8	Лист А-6
01030641-350178-10-ЭС	Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы в зимний максимум нагрузок 2019 года. Нормальная схема. Переток в сечении "Восток" 2043 МВт.	9	Лист А-7
01030641-350178-10-ЭС	Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы в летний максимум нагрузок 2019 года. Нормальная схема.	10	Лист А-8
01030641-350178-10-ЭС	Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы в зимний максимум нагрузок 2020 года. Нормальная схема. Переток в сечении "Восток" 1891 МВт.	11	Лист А-9
01030641-350178-10-ЭС	Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы в зимний максимум нагрузок 2020 года. Послеаварийный режим. Отключена ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Невинномысск в схеме плавки гололеда ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Буденновск. Переток в сечении "Ставрополь" 1075 МВт.	12	Лист А-10
01030641-350178-10-ЭС	Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы в летний максимум нагрузок 2020 года. Нормальная схема.	13	Лист А-11
01030641-350178-10-ЭС	Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы в летний максимум нагрузок 2020 года. Послеаварийный режим. Отключена ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - Армавир в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Ставропольская ГРЭС - Солнечный дар.	14	Лист А-12
01030641-350178-10-ЭС	Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы в летний максимум нагрузок 2020 года. Послеаварийный режим. Отключена ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - Армавир в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Ставропольская ГРЭС - Солнечный дар. В сети 110 кВ превентивно выполнены разрывы для недопущения перегруза ВЛ 110 кВ сверх аварийно-допустимых значений.	15	Лист А-13
01030641-350178-10-ЭС	Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы в зимний максимум нагрузок 2023 года. Нормальная схема.	16	Лист А-14
01030641-350178-10-ЭС	Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы в летний максимум нагрузок 2023 года. Нормальная схема.	17	Лист А-15