Распоряжение Губернатора Ставропольского края от 30 августа 2019 г. N 446-р "Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Ставропольского края на 2020 - 2024 годы" (документ утратил силу)

Распоряжение Губернатора Ставропольского края
от 30 августа 2019 г. N 446-р
"Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Ставропольского края на 2020 - 2024 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 23.08.2019 N Р51-б2-II-19-2139 утвердить прилагаемые Схему и программу развития электроэнергетики Ставропольского края на 2020 - 2024 годы.

2. Признать утратившими силу распоряжения Губернатора Ставропольского края:

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

от 21 июня 2019 г. N 289-р "О внесении изменений в Схему и программу развития электроэнергетики Ставропольского края на 2019 - 2023 годы, утвержденную распоряжением Губернатора Ставропольского края от 28 апреля 2018 г. N 213-р".

3. Контроль за выполнением настоящего распоряжения возложить на заместителя председателя Правительства Ставропольского края Петрашова Р.Я.

4. Настоящее распоряжение вступает в силу с 01 января 2020 года.

Губернатор Ставропольского края

В.В. Владимиров

УТВЕРЖДЕНЫ

распоряжением Губернатора

Ставропольского края

от 30 августа 2019 г. N 446-р

Схема и программа
развития электроэнергетики Ставропольского края на 2020 - 2024 годы (разработана Акционерным обществом "Северо-Кавказский институт по проектированию водохозяйственного и мелиоративного строительства")

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

Схема и программа развития электроэнергетики

Ставропольского края на 2020 - 2024 годы

Том 1. Пояснительная записка

г. Пятигорск, 2019

Пояснительная записка

Введение

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

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

Энергосистема Ставропольского края по состоянию на 01.01.2019 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" Ставропольское ПМЭС;

- 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 отчётный в "Схеме и программе развития электроэнергетики Ставропольского края на 2020 - 2024 годы" принят 2018 год, в качестве расчётных 2019 - 2024 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 2019 г.;

- предложения филиала АО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ;

- оперативная схема для нормального режима электрической сети филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" на 2019 г. и схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше в ЗРД и ЛРД 2018 г.;

- данные производственных сетевых подразделений (ПП) филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго": оперативные схемы электрических соединений сетей 35-110 кВ для ПП на 2019 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;

- "Схема и программа развития Единой энергетической системы России на период 2019 - 2025 гг.", утвержденная приказом Минэнерго РФ от 28.02.2019 N 174 (далее - СиПР ЕЭС России 2019 - 2025 гг.);

- "Схема и программа развития электроэнергетики Ставропольского края на 2019 - 2023 гг.", утвержденная распоряжением Губернатора Ставропольского края от 28.04.2018 N 213-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. км².

Население на 01.01.2019 года (оценка) - 2 805 816 человек, в том числе 1637 тыс. чел. - городское население. Плотность населения - 42,25 чел. на 1 км². Административный центр края - город Ставрополь с населением 433 931 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 - 145,8 тыс. чел., Кисловодск - 130 тыс. чел., Невинномысск - 117 тыс. чел. и Ессентуки - 108 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 - 2018 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. м² 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 "НПП ЭКО-ПЛАСТ";

- 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").

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 2018 году Ставрополье посетили более миллиона человек (950 тыс. человек приходится на регион Кавказских Минеральных Вод). В 2018 году регион принял на отдых и лечение более 1,5 млн. человек (980 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 2018 году составило 10594 млн. кВт.ч. По сравнению с 2017 годом рост электропотребления составил 1,6%.

Собственный максимум нагрузки энергосистемы Ставропольского края в 2018 году составил 1646 МВт. По сравнению с 2017 годом собственный максимум нагрузки энергосистемы снизился на 1%.

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".

Информация по данным потребителям о максимальной нагрузке и динамики потребления электрической энергии и мощности за последние пять лет приведена в Приложении Е.

Таблица 1.1 - Динамика изменения электропотребления и собственного максимума нагрузки энергосистемы Ставропольского края за 2014 - 2018 г.г.

Наименование	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Электропотребление,
млн. кВт.ч	9603	9956	10264	10429,8	10594
Темп роста, %	1,5	3,7	3,1	1,6	1,6
Собственный максимум
нагрузки, МВт	1641	1539	1685	1667	1646
Темп роста, %	3,7	-6,2	9,5	-1	-1

Рисунок 1.1 - Структура электропотребления по основным группам потребителей Ставропольского края за 2018 год.

ГАРАНТ:

Не приводится

1.3 Электрические станции.

Установленная мощность электростанций, действующих на территории энергосистемы Ставропольского края на 01.01.2019 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" ГПА 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 энергосистемы Ставропольского края является газ природный, горючий сухой отбензиненный, резервным - мазут.

Располагаемая мощность электростанций энергосистемы Ставропольского края в максимум нагрузки 2018 года составила 4544,7 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 2,8 раза и вырабатывают почти в два раза больше электроэнергии, чем потребляется в энергосистеме края. Энергосистема Ставропольского края является самой избыточной региональной энергосистемой в ОЭС Юга.

За 2014 - 2018 г.г. избыток электроэнергии на территории энергосистемы Ставропольского края составил 48 млрд. кВт.ч, а избыток мощности в собственный максимум нагрузки находился в пределах 2951 - 3094 МВт. Избытки мощности и электроэнергии передаются в энергосистему Республики Адыгеи и Краснодарского края и восточную часть ОЭС Юга.

В 2018 году на электростанциях энергосистемы Ставропольского края выработано 19016 млн. кВт.ч. По сравнению с 2017 годом, когда выработка составила 21284,4 млн. кВт.ч, она снизилась на 11%.

Таблица 1.2 - Структура электростанций, расположенных на территории Ставропольского края по типам и формам собственности по состоянию на 01.01.2019.

Наименование	Установленная мощность, МВт	Располагаемая мощность в максимум нагрузки энергосистемы Ставропольского края 2018 года, МВт	Выработка электроэнергии в 2018 году, млн. кВт.ч	Собственник
Мощность электростанций энергосистемы, всего:	4638,2	4544,7	19016
в том числе:
Ставропольская ГРЭС	2423,0	2423,0	8692,2	ПАО "ОГК-2"
Невинномысская ГРЭС	1530,2	1514,2	7925,1	ПАО "Энел Россия"
Буденновская ТЭС	153,0	145,8	773,1	ООО "ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго"
Кисловодская ТЭЦ	6,0	2,6	21,4	ООО "ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго"
"Запикетная" ГПА-ТЭЦ	5,3	4,8	11,68	ООО "ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго"
Насосная ГАЭС	15,9	0	14,4	ПАО "РусГидро"
ГЭС-1	37,0	14,1	209,6	ПАО "РусГидро"
ГЭС-2	184,0	184,0	567,7	ПАО "РусГидро"
ГЭС-3	87,0	87,0	228,8	ПАО "РусГидро"
ГЭС-4	78,0	78,0	203,1	ПАО "РусГидро"
Егорлыкская ГЭС	30,0	30,0	63,4	ПАО "РусГидро"
Егорлыкская ГЭС-2	14,2	3,1	43,5	ПАО "РусГидро"
Сенгилеевская ГЭС	15,0	4,1	63,1	ПАО "РусГидро"
Свистухинская ГЭС	11,8	3,5	50,9	ПАО "РусГидро"
Новотроицкая ГЭС	3,7	3,7	19,4	ПАО "РусГидро"
Мелкие ГЭС	3,0	0	0	ПАО "МРСК Северного Кавказа"
Блокстанции (ТЭЦ)	41,3	23,7	128,7	ЗАО "Южная энергетическая компания", АО "Ставропольсахар", АО "Сен-Гобен-Кавминстекло"

Таблица 1.3 - Укрупнённый баланс электроэнергии/мощности энергосистемы Ставропольского края за 2014 - 2018 гг.

Показатели	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Электропотребление, млн. кВт.ч	9603	9956	10264	10429,8	10594
Максимум нагрузки, МВт	1641	1539	1685	1667	1646
Установленная мощность электростанций, МВт	4633	4633	4636	4638,2	4638,2
Располагаемая мощность, МВт	4497	4667,2	4555	4557,6	4504,1
Выработка электроэнергии, млн. кВт.ч	18673	19563	20282	21284,4	19016
Дефицит/избыток (-/+), МВт	2992	3094	2951	2971,2	2992,2
Дефицит/избыток (-/+), млн. кВт*ч	9070	9607	10018	10854,6	8422

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 01.01.2018 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

Установленная мощность Буденновской ТЭС составляет 153 МВт. В состав ПГУ 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 ABB;

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 посёлка Водораздельный Прикубанского района, на 47-м километре Большого Ставропольского канала (далее - БСК), 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 БСК 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 посёлка 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. Выдача мощности ГЭС осуществляется на напряжении 35, 110 и 330 кВ.

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 заменён 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 посёлка Левоегорлыкский Изобильненского района. Пуск ГЭС был осуществлён 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 осуществлён 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 энергосистеме Ставропольского края 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 энергосистема Ставропольского края 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-2, 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 9 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 МВА, а напряжением 330/110 кВ - 2965 МВА, из них на электростанциях установлены АТ мощностью 1002 МВА и 1290 МВА соответственно.

Таблица 1.4. Протяженность ВЛ и мощность трансформаторов, установленных на подстанциях, в энергосистеме Ставропольского края на 01.01.2019 года

Уровень напряжения, кВ	Протяженность ЛЭП, км		Мощность трансформаторов (авто), МВА
	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 01.01.2019 г. составляла 4137,2 км, суммарная мощность трансформаторов на ПС 110 кВ - 3618,5 МВА.

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 две новые ПС 110 кВ.

Для электроснабжения нефтепровода Каспийского трубопроводного консорциума (ЗАО "КТК-Р") в Изобильненском районе введена в эксплуатацию ПС 110/10 кВ НПС-5 с трансформаторами мощностью 2х40 МВА. Для присоединения ПС к энергосистеме построены 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 МВА 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 МВА.

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 МВА 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.

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 2017 - 2018 гг. с целью повышения надёжности выдачи мощности на Новотроицкой ГЭС были заменены два повышающих трансформатора мощностью по 2,5 МВА на трансформаторы по 6,3 МВА. В 2018 году с целью повышения надёжности энергоснабжения потребителей на Егорлыкской ГЭС был заменён трансформатор мощностью 2,5 МВА, выработавший свой парковый ресурс.

Кроме того, для электроснабжения тепличного комплекса ООО "Солнечный дар" в Грачевском районе по 1-му этапу мощностью 75 МВт введена в эксплуатацию ПС 330 кВ Солнечный дар с трансформатором 80 МВА. Подключение ПС к сети выполнено путем строительства заходов ВЛ 330 кВ Ставропольская ГРЭС - Ставрополь с образованием двух ВЛ: ВЛ 330 кВ Ставрополь - Солнечный дар и ВЛ 330 кВ Ставропольская ГРЭС - Солнечный дар.

Компенсация зарядной мощности ВЛ 500 и 330 кВ осуществляется шунтирующими реакторами, установленными на ПС 500 кВ Буденновск в ОРУ 500 кВ (3х60 Мвар) и в ОРУ 330 кВ (3х55 Мвар), на Ставропольской ГРЭС в ОРУ 500 кВ 2х(3х60 МВАр), на ПС 500 кВ Невинномысск в ОРУ 500 кВ (3х60 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 энергосистемы Ставропольского края на 01.01.2019 г.

Наименование подстанций	Тип КУ	Кол-во	Q уст, Мвар	Q расп, 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	7,34	удовл.
ПС 110/35/10 кВ Дивное (СЭС)	БСК	2	10,58	6,54	удовл.
ПС 110/35/10 кВ Ипатово (СЭС)	БСК	2	10,2	6,02	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	59,5

Напряжения в сети 110-500 кВ в зимний режимный день 2018 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 энергосистеме Ставропольского края по состоянию на 01.01.2019 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. ПАО "МРСК Северного Кавказа" предусмотрена замена силовых трансформаторов на более мощные. Информация по всем остальным центрам питания приведена в приложении Б-2.

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 2018 года составило 334 МВт.

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

Загрузка автотрансформаторов на ПС 330 кВ Машук в максимум зимнего режимного дня 2018 года составляла 221,6 МВА. Нагрузка трансформаторов 110/35/10 кВ 2х80 МВА в максимум зимнего режимного дня 2018 г. составляла 47,5 МВА, что составляет 59% мощности трансформаторов для схемы "N-1".

Загрузка автотрансформаторов на ПС 330 кВ Ильенко в максимум зимнего режимного дня 2018 года составляла 77,6 МВА.

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 МВА. По замерам ЗРД 2018 года наиболее загруженными были трансформаторы на подстанциях 110 кВ Есснтуки-2 (Т-1 - 58,6%, Т-2 - 99%), Зеленогорская (Т-2 - 63%), Горячеводская (Т-2 - 51%), Мин-Воды-2 (Т-2 - 74,4%), Белый Уголь (Т-2 - 55%).

Наибольшие перетоки мощности имели место по ВЛ 110 кВ Ессентуки-2 - Ясная Поляна-2 (Л-110) - 53,8 МВт, ВЛ 110 кВ Водораздел - Т-302 (Л-149) - 50,7 МВт.

Напряжения в сети 110 кВ в максимум режимного дня 2018 года находились в пределах 112-117 кВ. 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 2018 года составляло 416,6 МВт (включая нагрузку ООО "Невинномысский Азот и ООО "Став Сталь").

Электроснабжение энергорайона осуществляется по сети 110 кВ от ПС 330 кВ Ставрополь, Кубанских ГЭС-3 и ГЭС-4, от Невинномысской ГРЭС и от Ставропольской ГРЭС. Суммарная нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ 3х125 МВА на ПС 330 кВ Ставрополь в максимум зимнего режимного дня 2018 года составляла 172,1 МВА.

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 2018 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 МВА. По замерам ЗРД 2018 года наиболее загруженными были трансформаторы на ПС 110 кВ Новая Деревня Т-1 - 52%, ПС 110 кВ Западная Т-1 - 52,5%, Т-2 - 71%, ПС 110 кВ Восточная - Т-1 - 72%, ПС 110 кВ Заводская Т-2 - 85%, ПС 110 кВ Южная Т-1 - 66% и Т-3 - 61%, ПС 110 кВ Пригородная Т-1 - 59% и ПС 110 кВ Промышленная Т-2 - 51%.

Наибольшие перетоки мощности имели место по ВЛ 110 кВ, отходящим от Невинномысской ГРЭС: ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Прикубанская (Л-57) - 61,4 МВт, ВЛ 110 кВ ГЭС-4 - Южная (Л-64) - 51,8 МВт, ВЛ 110 кВ ГЭС-4 - Ново-Невинномысская (Л-113) - 54,3 МВт, ВЛ 110 кВ Центральная - Южная (Л-136) - 60,7 МВт.

Напряжение в сети 110 кВ в максимум режимного дня 2018 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 Будённовска и Нефтекумска, а так же Арзгирского, Буденновского, Левокумского и Нефтекумского районов.

Потребление энергорайона в максимум зимнего режимного дня 2018 года составило 148 МВт.

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

На ПС 500 кВ Будённовск установлено две группы автотрансформаторов 500/330 кВ мощностью 2х(3х167) МВА и один автотрансформатор 330/110 кВ мощностью 125 МВА. На ПС 330 кВ Прикумск установлено два автотрансформатора 330/110/10 кВ мощностью по 200 МВА и два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью по 16 МВА. Суммарная загрузка автотрансформаторов 500/330 кВ на ПС 500 кВ Буденновск в максимум зимнего режимного дня 2018 г. составила 586,6 МВА, автотрансформатора 330/110 кВ - 41,5 МВА, загрузка автотрансформаторов 330/110 кВ на ПС 330 кВ Прикумск - 153 МВА.

На Буденновской ТЭС в составе силового острова установлены 2 газотурбинные установки мощностью по 59 МВт каждая и паровая турбина мощностью 35 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 МВА. По замерам ЗРД 2018 года наиболее загруженными были трансформаторы на ПС 110 кВ Ачикулак Т-1 - 54% и Т-2 - 61%, ПС 110 кВ Плаксейка Т-1 - 57,9%, ПС 110 кВ Городская Т-2 - 68,3% и ПС 110 кВ Урожайная Т-1 - 69,8% .

Наибольшие перетоки мощности имели место по ВЛ 110 кВ Нефтекумск - Затеречная (Л-65) - 54 МВт и ВЛ 110 кВ Покойная - Левокумская с отпайкой на ПС Красный Октябрь (Л-86) - 42 МВт.

Напряжения в сети 110 кВ в максимум режимного дня 2018 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 2018 года составило 102 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 МВА, загрузка которого в максимум зимнего режимного дня 2018 г. составила 59 МВА. 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 МВА. По замерам ЗРД 2018 года наиболее загруженным был трансформатор Т-1 на ПС 110 кВ Благодарная - 55,9% Загрузка ВЛ 110 кВ находится в пределах рекомендуемой по экономической плотности тока.

Напряжения в сети 110 кВ в максимум режимного дня 2018 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 2018 года составило 107 МВт.

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

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 2018 года - 4,2 МВт.

Количество ПС 110 кВ на территории энергорайона в настоящее время составляет 21 шт., на которых установлено 38 силовых трансформаторов 110 кВ суммарной мощностью 502,8 МВА. По замерам ЗРД 2018 года наиболее загруженными были трансформаторы на ПС 110 кВ Красногвардейская Т-2 - 83% и ПС 110 кВ Новоалександровская Т-1 - 63%, Т-2 - 55%.

Наибольшие перетоки мощности имеют место по ВЛ 110 кВ, отходящим от Ставропольской ГРЭС: ВЛ 110 кВ Ставропольская ГРЭС - Солнечная (Л-129) - 52 МВт, ВЛ 110 кВ Егорлыкская ГЭС-2 - Дружба (Л-15) - 47,4 МВт и ВЛ-110 кВ Ставропольская ГРЭС - ДКС-2 (Л-262) - 64,5 МВт.

Напряжения в сети 110 кВ в максимум зимнего режимного дня 2018 года находились в пределах 115-119 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 2018 года составило 112 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 МВА. По замерам ЗРД 2018 года наиболее загруженными были трансформаторы на ПС 110 кВ Троицкая Тр-1 - 57% и ПС 110 кВ Электропривод Т-2 - 68%.

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

Напряжения в сети 110 кВ в максимум режимного дня 2018 года находились в пределах 112-115 кВ.

В электрической сети 110 кВ энергорайона на 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 2019 - 2023 г.г.

Анализируя ход исполнения мероприятий, предусмотренных "Схемой и Программой развития электроэнергетики Ставропольского края на 2019 - 2023 г.г.", отмечаем следующее:

- выполнено техперевооружение ПС 110 кВ Водораздел для организации схемы плавки гололеда на ВЛ 110 кВ Л-149 и ВЛ 110 кВ Л-49;

- выполнена реконструкция ПС 110 кВ Северная;

- окончание строительства ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок с ПС 500 кВ Моздок перенесено на 2019 год;

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

- техперевооружение ПС 110 кВ ГНС с оснащением быстродействующей защитой (ДФЗ) ВЛ 110 кВ Машук-ГНС с отпайками перенесено на 2019 год;

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

- строительство ПС 110 кВ Ефимовская и ВЛ-110 кВ от ПС 330 кВ Ильенко с с устройством линейной ячейки в ОРУ-110 кВ ПС 330 кВ Ильенко для нужд электроснабжения ООО ТК "Солнечный Кисловодск" перенесено на 2019 год;

- строительство ПС 110 кВ Луч с отпайкой от ВЛ-110 кВ Солуно-Дмитриевская - Кинжал (Л-3) для нужд электроснабжения Регионального индустриального парка "АПП "Ставрополье перенесено на 2019 год;

- реконструкция ПС 110 кВ Новая Деревня с установкой элегазового выключателя в "мостике" и организацией ДФЗ для ВЛ 110 кВ ПС Новая Деревня - НГРЭС(Л-25) перенесена на 2019 год.

2. Оценка спроса на электрическую энергию и режимы её потребления в ставропольском крае в 2019 - 2024 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. с изменениями от 19.06.2017 (Договор ТП N 381/2017 от 28.08.2017), от проектируемой ПС 110 кВ Луч, присоединяемой отпайкой к ВЛ 110 кВ Кинжал - Солуно-Дмитриевская (Л-3). Планируемый срок ввода по 1-му и 2-му этапам с мощностью энергоустановок 12,049 МВт намечается в 2019 году, ввод мощности 16,035 МВт по 3-му этапу планируется в 2020 году.

- центр МЧС для размещения спасательного отряда в п. Иноземцево с электропитанием в соответствии с ТУ-303р от 06.12.2012 г. с изменениями от 02.09.2014 (Договор ТП N 462/2013 от 11.06.2013), 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. с изменениями от 17.03.2016 (Договор ТП N 130/2014 от 11.04.2014), от ПС 110 кВ Зеленогорская, планируемый срок ввода в работу 2021 год.

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 в соответствии с ТУ N 571 от 04.06.2016 (Договор ТП N 347/2016 от 09.09.2016), планируемый срок ввода в работу 2019 год;

- на 0,67 Мвт до 1,32 МВт в г. Минеральные Воды с электропитанием от ПС 110 кВ Щебзавод в соответствии с ТУ N 521 от 08.10.2015 с изменениями от 19.12.2017 (Договор ТП N 35/2016 от 04.02.2016), планируемый срок ввода в работу 2019 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 счёт 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 кВ кВ РИТ-Парк и 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 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 МВА 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. (Договор ТП N 206/ТП М5 от 03.09.2012 г.), от проектируемых ПС 110 кВ с присоединением по ВЛ 110 кВ к ПС 500 кВ Невинномысск. Ввод мощностей второй очереди РИТ-парка намечен на 2022 год.

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 с изменениями от 07.11.2018 (Договор ТП N 455/ТП-М5 от 22.06.2015), предусматривается строительство ООО "Интер-Юг" ПС 110/10 кВ с одним трансформатором мощностью 40 МВА. Подключение новой ПС предусмотрено по одной ВЛ 110 кВ к ОРУ-110 кВ ПС 330 кВ Ставрополь, при этом предусматривается реконструкция ПС 330 кВ Ставрополь с установкой одной линейной ячейки 110 кВ и её оснащением устройствами ССПИ, АИИСКУЭ, РЗА. Ввод объекта запланирован на 2020 год.

Для присоединения Старомарьевской СЭС к сетям энергосистемы в соответствии с ТУ-620р от 30.01.2017 с изменениями от 18.10.2018, от 18.01.2019, от 30.04.2019 (Договор ТП N 195/2017 от 26.04.2017) выполнено строительство заходов ВЛ 110 кВ Ставрополь - Промкомплекс с отпайкой на ПС Птицепром (Л-140), а также выполнены 4 этапа по ТУ. До 2020 года планируется выполнить оставшиеся 4 этапа согласно ТУ.

В соответствии с ТУ N 681 от 31.03.2017 с изменениями N 1 от 15.03.2018 (договор ТП от 27.04.2017 N 2170-2017) в 2021 году планируется присоединение энергопринимающих устройств ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро" в г. Михайловск с заявленной мощностью 4,9 МВт. Техническими условиями предусмотрено выполнить расширение ПС 35 кВ Аэропорт с переводом на напряжение 110 кВ с установкой двух трансформаторов по 25 МВА. Присоединение ПС предусматривается по схеме "заход-выход" к ВЛ 110 кВ Ставрополь-Промкомплекс с отпайкой на ПС Птицепром (Л-140) (ВЛ 110 Старомарьевская СЭС - Промкомплекс с отпайкой на ПС Птицепром). Данные мероприятия также содержаться в ТУ на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей к электрическим сетям ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро" (ТУ N 1/224/2019 от 08.07.2019 (заявитель - ООО ОПХ "Шпаковское", мощность - 2,9 МВт, ТУ N 1/236/2019 от 08.07.2019 (заявитель - ООО "Зеленый мир", мощность - 2 МВт).

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. (Договор ТП N 565/2013 от 10.07.2013), от ПС 110 кВ Промкомплекс). Ввод в работу планируется поэтапно в следующих объемах: 2019 - 4,0 МВт, 2020 - 6 МВт.

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. с изменениями от 05.02.2019 (Договор ТП N 409/2016 от 28.10.2016), от ПС 110 кВ Лесная. В 2017 году введена мощность 1 МВт по первому этапу. Ввод второго этапа - 1 МВт намечен в 2019 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. с изменениями от 13.11.2017 (Договор ТП N 23ДМ-015 от 01.10.2015), от ПС 110 кВ Восточная. Планируемый срок ввода мощностей - 2019 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. с изменениями от 10.08.2017 (Договор ТП N 281/2016 от 15.07.2016), от ПС 110 кВ Центральная. В 2017 году введен 1-й этап с мощностью 0,75 МВт, в 2018 году - 2-й этап с мощностью 4,2 МВт. Ввод 3-го этапа - 2,65 МВт планируется 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. (Договор ТП N 319/2013 от 22.05.2013) предусматривается от ПС 110 кВ Радиозавод. В 2014 году введен 1-й этап с мощностью 1,8 МВт Планируемый срок ввода 2-го и 3-го этапов - 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. (Договор ТП N 30/2014 от 26.03.2014), 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 16.06.2017 с изменениями от 03.07.2017 (Договор ТП N 353/2017 от 07.08.2017), от ПС Северная. Планируемый срок ввода мощностей - 2019 год;

на 1 МВт энергопринимающих устройств АО "Ставропольские городские электрические сети", с электропитанием в соответствии с ТУ-739 от 03.10.2017 (Договор ТП N 498/2017 от 30.11.2017), от ПС Южная. Планируемый срок ввода мощностей: 1-й этап 0,5 МВт - 2019 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) ПАО "ЛУКОЙЛ" с индустриальным парком в г. Буденновске и развития агропромышленного комплекса.

ПАО "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 2х40 МВА и электропитанием по ВЛ 110 кВ от Буденновской ТЭС, ПС 500 кВ Буденновск и ПС 330 кВ Прикумск.

Ведется строительство установки очистки и переработки газа в городе Нефтекумске, инициатором проекта является ООО "РН-Ставропольнефтегаз" (заявленная нагрузка - 5 МВт). Электропитание, в соответствии с ТУ-173р от 03.08.2010 г с изменениями от 30.09.2013, от 23.06.2016, от 17.07.2018, от 06.08.2018 (Договор на ТП N 455/2010 от 25.10.2010), предусмотрено от ПС 110 кВ Нефтекумск, планируемый срок ввода мощностей объекта - 2021 год.

ООО "Агрокомплекс Восточный" ведет строительство тепличного комплекса, мощностью 5 МВт. Электропитание объекта, в соответствии с ТУ N 736 от 08.09.2017 (Договор ТП N 452/2017 от 18.10.2017), предусмотрено от ПС Красный Октябрь, планируемый срок ввода мощностей объекта: 1-й этап 3,6 МВт в 2019 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).

В 2018 году ООО "Солнечный дар" закончило строительство тепличного комплекса, мощностью 2 МВт, в районе пос. Солнечнодольск. Электропитание тепличного комлекса осуществляется от ПС 110 кВ Солнечная.

Кроме того, на 2019 год намечен ввод 2-го этапа тепличного комплекса мощностью 75 МВт с установкой 2-го трансформатора 80 МВА на ПС 330 кВ Солнечный дар и увеличением максимальной мощности до 150 МВт.

2.5 Светлоградский энергорайон

В связи с отсутствием действующих договоров на технологическое присоединение потребителей, либо другой информации о планируемых вводах объектов увеличения электрических нагрузок в Светлоградском энергорайоне в рассматриваемый период не предполагается.

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. с изменениями от 16.09.2016 (Договор ТП N 419/2014 от 26.09.2014), от ПС 110 кВ Полимер. Ввод мощности предполагается осуществить в два этапа, 1-й этап - 1 МВт в 2019 году, 2-й этап - 7,4 МВт в 2020 году.

2.7. Режимы потребления электроэнергии

В данной работе представлены значения перспективных уровней электропотребления энергосистемы Ставропольского края в период до 2024 года, разработанные в соответствии с проектом "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2019 - 2025 г.г.".

Электропотребление в Ставропольском крае в 2024 году может составить 11290 млн. кВт.ч, а максимум нагрузки 1821 МВт. В 2019 - 2024 г.г. среднегодовые темпы роста электропотребления прогнозируются в размере 1,06%, максимума нагрузки - 1,7%.

Темпы изменения электропотребления, максимума нагрузки и числа часов его использования по рассматриваемому варианту прогноза электропотребления на территории Ставропольского края на 2019 - 2024 годы приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1 - Электропотребление и максимум нагрузки энергосистемы Ставропольского края на перспективу до 2024 года.

Наименование показателей	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
	отчёт
Электропотребление, млн. кВт.ч	10594	10780	10887	10982	11093	11191	11290
Темпы роста, %	1,6	1,76	0,99	0,87	1,01	0,88	0,88
Максимум нагрузки, МВт	1646	1724	1748	1762	1783	1802	1821
Темпы роста, %	-1	4,7	1,4	0,8	1,2	1,1	1,0

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 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 2019 - 2024 годы приведены в таблице 2.3.

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

N п/п	Наименование ЭС	2018 год факт	2019	2020	2021	2022	2023	2024
1	Новотроицкие ЭС	107,0	105,0	101,8	101,8	102,7	102,7	102,7
2	Западные ЭС	578,3	605,0	610,0	636,0	647,0	655,0	674,0
	в т.ч. Азот	116,0	129,0	129,0	129,0	129,0	129,0	129,0
	РИТ-Парк Невинномысск	6,2	0,0	0,0	0,0	25,3	43,3	63,3
	СтавСталь	40,1	45,0	45,0	45,0	45,0	45,0	45,0
	Солнечный дар	0,0	10,0	10,0	22,0	22,0	22,0	22,0
	Интер-Юг	0,0	0,0	5,1	5,1	5,1	5,1	5,1
3	Светлоградские ЭС	102,0	105,0	105,0	105,5	106,4	106,4	106,4
4	Центральные ЭС	374,0	385,0	386,0	385,6	385,0	391,3	391,3
5	Восточные ЭС	112,0	132,0	129,3	130,2	130,2	130,2	130,2
6	Прикумские ЭС	149,0	154,3	154,3	154,6	158,3	161,2	161,2
	в т.ч. Ставролен	51,0	51,0	51,0	51,0	51,0	51,0	51,0
7	Ставропольская энергосистема	1422	1486	1486	1514	1530	1547	1566
8	Собственные нужды станций	117,8	135	157	145	150	150	150
9	Потери в сетях 110 кВ и выше	105,8	103	105	103	103	105	105
10	Итого по энергосистеме	1646	1724	1748	1762	1783	1802	1821

3. Развитие источников электроснабжения в период до 2024 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 2019 - 2025 годы".

Покрытие прогнозируемого спроса на электроэнергию в энергосистеме Ставропольского края в период до 2024 года предусматривается за счет действующих на территории Ставропольского края электростанций, а также за счёт планируемых к строительству МГЭС, солнечной ЭС и ветровых ЭС, описание которых будет в данном разделе.

В соответствие с СиПР ЕЭС 2019 - 2025 гг. планируется:

- строительство и ввод в 2019 году СЭС "Ташла", СЭС "Грачёвка", СЭС "Красная" и СЭС "Калиновка" установленной мощностью по 12,5 МВт каждая, СЭС "Старомарьевская солнечная электростанция, третья очередь" установленной мощностью 25 МВт, СЭС "Старомарьевская солнечная электростанция, пятая очередь" установленной мощностью 10 МВт, СЭС "Старомарьевская солнечная электростанция, шестая очередь" установленной мощностью 15 МВт. Заказчик ООО "Солар Системс". Присоединение указанных СЭС к электрическим сетям по договору ТП N 195/2017 от 26.04.2017, согласно ТУ N 620р от 30.01.2017, изменениям в ТУ N 1 от 18.10.2018, изменениям в ТУ N 2 от 18.01.2019 и изменениям в ТУ N 3 от 30.04.2019 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 ФРВ N 19" и "Ветропарк ФРВ N 20", мощностью по 32 Мвт каждая, ввод в 2023 году ветровой ЭС "Ветропарк ФРВ N 78". Заказчик ООО "Ветропарки ФРВ". 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 2019 году Кочубеевской ВЭС мощностью 210 МВт. Заказчик - АО "ВетроОГК". Согласно утвержденным ТУ на ТП от 24.08.2018 с изменениями N 1 от 05.12.2018, изменениями N 2 от 25.07.2019, изменениями N 3 от 19.08.2019 присоединение ВЭС планируется к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" со строительством ПС 330 кВ Барсуки и двух ЛЭП 330 кВ Невинномысск - Барсуки I, II цепь. Для присоединения ЛЭП 330 кВ предусматривается реконструкция ПС 500 кВ Невинномысск с расширением РУ-330 кВ на 2 линейные ячейки. С учетом сформированных групп точек поставки электрической энергии ВЭС подразделяется на следующие объекты (ВЭУ1-ВЭУ4 - 10 МВт, ВЭУ5-ВЭУ12 - 20 МВт, ВЭУ13-ВЭУ20 - 20 МВт, ВЭУ21-ВЭУ28 - 20 МВт, ВЭУ29-ВЭУ36 - 20 МВт, ВЭУ37-ВЭУ44 - 20 МВт, ВЭУ45-ВЭУ52 - 20 МВт, ВЭУ53-ВЭУ60 - 20 МВт, ВЭУ61-ВЭУ68 - 20 МВт, ВЭУ69-ВЭУ76 - 20 МВт, ВЭУ77-ВЭУ84 - 20 МВт);

- строительство и ввод в 2019 году Барсучковской МГЭС мощностью 5,3 МВт в Кочубеевском районе. В соответствии с ТУ от 27.06.2018 к договору ТП N 1 от 23.10.2018 присоединение МГЭС предусматривается путем строительства ВЛ 35 кВ до РУ-35 кВ ГЭС-4 филиала ПАО "РусГидро" - "Каскад Кубанских ГЭС".

В соответствии 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 2020 году МГЭС на Просянском сбросе Большого Ставропольского канала (далее - Просянская МГЭС) мощностью 7 МВт. Присоединение МГЭС предусматривается отпайкой к ВЛ 35 кВ Просянка - Высоцкое (Л-427).

В соответствии 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 2020 году Горько-Балковской МГЭС мощностью 9 МВт. Присоединение МГЭС предусматривается отпайкой к ВЛ 35 кВ Терская - Кара-Тюбе (Л-560).

Таблица 3.1 - Перечень вновь сооружаемых генерирующих объектов в энергосистеме Ставропольского края на период 2019 - 2024 г.г. (МВт)

Наименование	2019	2020	2021	2022	2023	2024	Обоснование включения в СиПР СК
СЭС Ташла	12,5						СиПР ЕЭС России 2019-2025, Договор ТП N 195/2017 от 26.04.2017, ТУ N 620р от 30.01.2017, изменения в ТУ N 1 от 18.10.2018, изменения в ТУ N 2 от 18.01.2019, изменения в ТУ N 3 от 30.04.2019
СЭС Грачёвка	12,5						СиПР ЕЭС России 2019-2025, Договор ТП N 195/2017 от 26.04.2017, ТУ N 620р от 30.01.2017, изменения в ТУ N 1 от 18.10.2018, изменения в ТУ N 2 от 18.01.2019, изменения в ТУ N 3 от 30.04.2019
СЭС Красная	12,5						СиПР ЕЭС России 2019-2025, Договор ТП N 195/2017 от 26.04.2017, ТУ N 620р от 30.01.2017, изменения в ТУ N 1 от 18.10.2018, изменения в ТУ N 2 от 18.01.2019, изменения в ТУ N 3 от 30.04.2019
СЭС Калиновка	12,5						СиПР ЕЭС России 2019-2025, Договор ТП N 195/2017 от 26.04.2017, ТУ N 620р от 30.01.2017, изменения в ТУ N 1 от 18.10.2018, изменения в ТУ N 2 от 18.01.2019, изменения в ТУ N 3 от 30.04.2019
Старомарьевская СЭС (3-я очередь)	25						СиПР ЕЭС России 2019-2025, Договор ТП N 195/2017 от 26.04.2017, ТУ N 620р от 30.01.2017, изменения в ТУ N 1 от 18.10.2018, изменения в ТУ N 2 от 18.01.2019, изменения в ТУ N 3 от 30.04.2019
Старомарьевская СЭС (5-я очередь)	10						СиПР ЕЭС России 2019-2025, Договор ТП N 195/2017 от 26.04.2017, ТУ N 620р от 30.01.2017, изменения в ТУ N 1 от 18.10.2018, изменения в ТУ N 2 от 18.01.2019, изменения в ТУ N 3 от 30.04.2019
Старомарьевская СЭС (6-я очередь)	15						СиПР ЕЭС России 2019-2025, Договор ТП N 195/2017 от 26.04.2017, ТУ N 620р от 30.01.2017, изменения в ТУ N 1 от 18.10.2018, изменения в ТУ N 2 от 18.01.2019, изменения в ТУ N 3 от 30.04.2019
Ветропарк-19		32					СиПР ЕЭС России 2019-2025
Ветропарк-20		32					СиПР ЕЭС России 2019-2025
Ветропарк-78					38,7		СиПР ЕЭС России 2019-2025
Кочубеевская ВЭС	210 (10х20, 1х10)						СиПР ЕЭС России 2019-2025, ТУ на ТП от 24.08.2018, изменения в ТУ N 1 от 05.12.2018, изменения в ТУ N 2 от 25.07.2019, изменения в ТУ N 3 от 19.08.2019
Просянская МГЭС		7					СиПР ЕЭС России 2019-2025, договор ТП N 219/2017 от 23.05.2017, ТУ-662р от 06.02.2017
Горько-Балковская МГЭС		9					СиПР ЕЭС России 2019-2025, договор ТП N 263/2017 от 16.06.2017, ТУ-612р от 02.09.2016
Барсучковская МГЭС	5,3						СиПР ЕЭС России 2019-2025, договор ТП N 1 от 23.10.2018, ТУ от 27.06.2018

3.2. Балансы мощности и электроэнергии.

Балансы мощности и электроэнергии энергосистемы Ставропольского края на период до 2024 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 энергосистемы Ставропольского края на период до 2024 г.

Наименование	2018 г. отчет	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Потребность (собственный максимум), МВт	1646	1724	1748	1762	1783	1802	1821
Среднегодовые темпы роста, %	-1,2	4,7	1,4	0,8	1,2	1,1	1,0
Покрытие (установленная мощность станций), МВт	4638,2	4953,5	5033,5	5033,5	5033,5	5072,2	5072,2
в том числе:
ГЭС	479,5	484,8	500,8	500,8	500,8	500,8	500,8
ТЭС	4158,7	4158,7	4158,7	4158,7	4158,7	4158,7	4158,7
ВИЭ	-	310	374	374	374	412,7	412,7
Среднегодовые темпы роста, %	0	6,8	1,6	0	0	0,7	0
Дефицит/избыток (-/+), МВт	2992,2	3229,5	3285,5	3271,2	3250,5	3270,2	3251,2

Таблица 3.4 - Баланс электроэнергии энергосистемы Ставропольского края на период до 2024 г.

Наименование	2018 г. отчет	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Потребность (потребление электрической энергии), млн. кВт*ч/год	10594	10780	10887	10982	11093	11191	11290
Среднегодовые темпы роста, %	1,5	1,7	0,9	0,8	1,0	0,8	0,8
Покрытие (производство электрической энергии), млн. кВт*ч/год	19016	18217	19040	19524	20704	20883	21035
в том числе:
ГЭС	1464	1388	1507	1566	1566	1566	1566
ТЭС	17552	16800	16922	17229	18410	18582	18663
ВИЭ	-	29	611	728	728	734	805
Среднегодовые темпы роста, %	-11,9	-4,2	4,5	2,5	6,0	0,8	0,7
Дефицит/избыток (-/+), млн. кВт*ч	8422	7437	8153	8542	9611	9692	9745

Как и в настоящее время, на рассматриваемую перспективу 2019 - 2024 гг. энергосистема Ставропольского края будет избыточной. Избыток мощности будет составлять 2992 - 3285 МВт, а электроэнергии 7437 - 9745 млн. кВт.ч.

4. Развитие и модернизация системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований

Государственное унитарное предприятие Ставропольского края "Ставропольский краевой теплоэнергетический комплекс" создано в соответствии с Постановлением Правительства Ставропольского края от 22 ноября 2001 г. N 275-п.

Имущество ГУП СК "КРАЙТЕПЛОЭНЕРГО" находится в государственной (краевой) собственности, является неделимым, принадлежит предприятию на праве хозяйственного ведения и отражается на его самостоятельном балансе.

ГУП СК "Крайтеплоэнерго" является крупнейшим поставщиком услуг централизованного теплоснабжения и горячего водоснабжения края, обеспечивает тепловой энергией более 115 тысяч человек и 2,5 тысяч организаций в 21 районе края, на территории 164 населённых пунктов. Предприятие обслуживает более 40% источников тепловой энергии Ставропольского края, а также имеет единый тариф на услуги теплоснабжения и единую финансово - правовую схему.

В хозяйственном ведении предприятия находится:

372,51 км тепловых сетей;

412 котельных, на которых установлено 1149 котлов.

Установленная мощность оборудования	1007,99 Гкал/час
Присоединённая нагрузка	490,37 Гкал/час
Потребление природного газа	139,36 тыс. куб.м
Потребление электроэнергии	28,43 тыс. кВтч
Потребление воды	164.66 тыс. куб.м
Среднесписочная численность	2 750 человек

В структуру предприятия входит 11 производственных филиалов. Каждый филиал является обособленным подразделением ГУП СК "Крайтеплоэнерго", расположенным вне места нахождения предприятия и осуществляющим часть его функций, в том числе функции представительства.

Динамика полезного отпуска тепловой энергии по категориям потребителей за 2015 - 2023 годы (Гкал)

Наименование показателя	факт 2015	факт 2016	факт 2017	план РТК 2018	план 2019	план 2020	план 2021	план 2022	план 2023
Полезный отпуск тепловой энергии, Гкал	817 321,8	813 388,8	796 950,8	816 235,6	813 926,0	813 926,0	813 926,0	813 926,0	813 926,0
в т.ч населению , Гкал	474 878,1	470 772,2	458 032,7	468 897,9	468 710,0	468 710,0	468 710,0	468 710,0	468 710,0
бюджет, Гкал	289 873,6	290 983,9	288 996,8	295 300,9	294 648,9	294 648,9	294 648,9	294 648,9	294 648,9
прочие, Гкал	52 570,1	51 632,7	49 921,3	52 036,8	50 567,1	50 567,1	50 567,1	50 567,1	50 567,1

"Характеристика и состояние технологического оборудования и тепловых сетей по филиалам ГУП СК "Крайтеплоэнерго"

Для ГУП СК "Крайтеплоэнерго" актуальной проблемой является моральное старение, и физическая изношенность большей части основного и вспомогательного оборудования котельных, тепловых сетей.

физическая изношенность котельного и насосного оборудования;

недостаточная загруженность котельных (использование установленной тепловой мощности 46,1),

низкий КПД оборудования;

недостаточный уровень автоматизации;

морально устаревшие приборы учета топливно-энергетических ресурсов;

отсутствие систем водоподготовки, что приводит к образованию отложений в трубопроводах тепловых сетей и в поверхностях нагрева котлов, ухудшая теплопередачу и увеличивая расход топливно-энергетических ресурсов;

основной парк оборудования - это котлы, имеющие КПД 60-70%.

Эти факторы влекут за собой значительные расходы энергоресурсов, потребляемых при выработке тепловой энергии, сверхнормативные потери тепловой энергии при ее транспортировке, рост затрат на поддержание оборудования и тепловых сетей в рабочем состоянии.

Главной задачей предприятия является надежное, бесперебойное и качественное обеспечение потребителей Ставропольского края коммунальными услугами теплоснабжения, водоснабжения и водоотведения, стратегической целью в производственном плане является модернизация и инновационное развитие технологических объектов предприятий для повышения эффективности их работы и энергосбережения.

Основные сведения об инвестиционной программе ГУП СК "Крайтеплоэнерго" на 2019 - 2023 годы:

Инвестиционной программой предусматривается проведение работ по замене морально устаревшего, физически изношенного и отработавшего нормативный срок эксплуатации оборудования на современное с применением энергосберегающих технологий и высоким уровнем автоматизации процессов производства тепловой энергии.

В настоящую программу включены техническое перевооружение 22 котельных, установка 3-х блочно-модульных котельных, реконструкция тепловых сетей от 2-х котельных предприятия, протяженностью (в двухтрубном исчислении) 3 134 м , приобретение 4-х единиц спецтехники и одного сервера.

Инвестиционной программой предусмотрены следующие мероприятия:

установка 67-и новых стальных жаротрубных котлов с КПД более 90%;

установка 60 узлов учета топливно-энергетических ресурсов;

установка общекотельного оборудования: 98 ед. насосных агрегатов соответствующей мощности; установок по химочистке 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 её работы, отслеживать расход топливно-энергетических ресурсов в реальном времени;

реконструкция магистральных тепловых сетей с применением современных теплоизоляционных материалов.

Основной задачей, стоящей перед ГУП СК "Крайтеплоэнерго", является эффективное развитие системы коммунального теплоснабжения, а также улучшение параметров качества и надежности существующей системы.

В рамках реализации поставленной задачи предприятием планируется выполнить комплекс следующих мероприятий:

- техническое перевооружение объектов теплоснабжения на основе современных технологий и материалов в соответствии с требованиями государственных стандартов качества предоставления коммунальных услуг и обеспечения ресурсо- и энергосбережения;

- соблюдение производственной и экологической безопасности при реконструкции системы централизованного теплоснабжения;

- снижение аварийности;

- снижение степени износа существующих объектов теплоснабжения;

- обеспечение стабильности работы системы теплоснабжения;

- повышение экономической эффективности при производстве и передаче тепловой энергии;

- повышение эффективности управления объектами коммунальной инфраструктуры.

Экономические выгоды от реализации программы:

снижение суммы затрат на топливно-энергетические ресурсы;

снижение суммы затрат на ремонтно-эксплуатационные расходы;

снижение фонда оплаты труда, за счёт сокращения операторов при переходе на полную автоматизацию и диспетчеризацию процессов производства и передачи тепловой энергии и ГВС;

снижение себестоимости производства тепловой энергии.

Несмотря на ряд накопленных проблем, процесс управления предприятием направлен на улучшение финансового состояния предприятия. ГУП СК "Крайтеплоэнерго", являясь стратегически важным объектом на территории Ставропольского края, обеспечивает надежное теплоснабжение абонентов и проводит мероприятия по повышению эффективности деятельности предприятия.

5. Развитие электрических сетей напряжением 110 кв и выше в 2019 - 2024 гг.

Карта-схема существующих и планируемых к вводу объектов напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Ставропольского края в период до 2024 года приведена в графических приложениях (Лист 1).

Принципиальная схема существующих и планируемых к вводу объектов напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Ставропольского края на 2024 год приведена в графических приложениях (Лист 2).

5.1 Анализ существующей ситуации в сети 110 кВ и выше Ставропольского края.

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

На основании проведенного анализа сформирован перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, объектов генерации, подлежащих строительству, реконструкции и техническому перевооружению в рассматриваемый период (Приложение Г).

Ниже по тексту пояснительной записки описаны предложения по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на период 2019 - 2024 гг.

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 энергосистемы Ставропольского края в соответствии со "Схемой и программой развития Единой энергетической системы России на период 2019 - 2025 гг".

Поименные объемы нового строительства, реконструкции (техперевооружения) по каждому из объектов рекомендуемых для строительства в период до 2024 года, приведены в Приложении Г.

Исходя из расчетных перетоков мощности в планируемых и максимальных режимах работы сети 330 кВ и выше ОЭС Юга, её развитие в период до 2024 года в основном будет определяться следующими факторами:

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

- 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 технологического присоединения новых потребителей.

Развитие электрической сети напряжением 110 кВ и выше на территории энергосистемы Ставропольского края на рассматриваемую перспективу до 2024 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 2019 г. Строительство ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок обеспечит увеличение пропускной способности сечения "Восток" 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.

Отсутствие полукомплекта ДФЗ ВЛ 500 кВ Ставропольская ГРЭС - Центральная на Ставропольской ГРЭС (терминала L60 "General electric") не позволяет ввести в работу функцию ДФЗ ВЛ 500 кВ Ставропольская ГРЭС - Центральная в терминале L60 на ПС 500 кВ Центральная, установленном в 2011 году по титулу "Реконструкция и техническое перевооружение ПС 500 кВ Центральная. В связи с этим в 2019 году требуется установка на Ставропольской ГРЭС ДФЗ ВЛ 500 кВ Ставропольская ГРЭС - Центральная, совместимой с установленной на ПС 500 кВ Центральная.

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 МВА. В качестве резервного АТ предлагается использовать существующий АТПГ 330/110 кВ 125 МВА, 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.

Реконструкцию ПС 500 кВ Невинномысск планируется выполнить в 2022 году.

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, в 2017 году выполнено строительство ПС 330/35 кВ с заходами 330 кВ от ВЛ 330 кВ Ставропольская ГРЭС - Ставрополь. В 2017 году на ПС установлен один силовой трансформатор 80 МВА, установка второго трансформатора 80 МВА запланирована на 2019 год.

Для присоединения ВЛ 110 кВ от проектируемой ПС Интер-Юг (электроснабжение тепличного комплекса ООО "Интер-Юг") в соответствии с ТУ от 10.11.2014 с изменениями от 07.11.2018 на ПС 330 кВ Ставрополь в 2020 году предусмотрена реконструкция ОРУ-110 кВ с установкой линейной ячейки 110 кВ.

Для присоединения ВЛ 110 кВ от проектируемой ПС 110 кВ Ефимовская (электроснабжение энергопринимающих устройств ООО ТК "Солнечный Кисловодск") в соответствии с ТУ от 01.11.2017 на ПС 330 кВ Ильенко в 2019 году предусмотрена реконструкция ОРУ-110 кВ с установкой линейной ячейки 110 кВ.

В 2019 году предусматривается ввод Кочубеевской ВЭС мощностью 210 МВт. Согласно утвержденным ТУ на ТП от 24.08.2018 с изменениями от 05.12.2018, от 25.07.2019, от 19.08.2019 для присоединения ВЭС к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" планируется строительство ПС 330 кВ Барсуки с установкой двух автотрансформаторов по 125 МВА и двух ЛЭП 330 кВ Невинномысск - Барсуки I, II цепь. Для присоединения ЛЭП 330 кВ предусматривается реконструкция ПС 500 кВ Невинномысск с расширением РУ-330 кВ на 2 линейные ячейки.

5.3 Развитие распределительных сетей 110 кВ до 2024 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 2024 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 по электрическим сетям 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 энергосистемы Ставропольского края около половины требуют проведения работ по их реконструкции и техперевооружению в период до 2024 года.

Более 50% основного оборудования ПС 110 кВ эксплуатируется свыше 25 лет (больше нормативного срока). Из общего количества подстанций 110 кВ энергосистемы Ставропольского края около трети требуют проведения работ по их реконструкции и техперевооружению в период до 2024 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 энергосистемы Ставропольского края. При этом, учтены объекты необходимые для обеспечения электроснабжения реальных объектов индустриальных парков и других технологических присоединений, предусмотренные инвестиционной программой ПАО "МРСК Северного Кавказа" на 2018 - 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 2024 году составит 391,3 МВт.

Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в период до 2024 года для базового варианта электропотребления в плане реализации инвестиционной программы ПАО "МРСК Северного Кавказа" предусматривается по следующим направлениям:

- новое строительство и реконструкция.

В данной работе проведен анализ загрузки ПС 110 кВ Ессентуки-2 и ПС 35 кВ Ясная Поляна-1.

На ПС Ессентуки-2 установлены два силовых трансформатора 110/35/10 кВ мощностью по 40 МВА, (находятся в эксплуатации с 1972 и 1978 годов, срок эксплуатации составляет 47 и 41 год соответственно). Максимальная нагрузка подстанции Ессентуки-2 в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 19.12.2018 (данные о загрузке питающих центров за последние 3 года приведены в Приложении Д) в объеме 63,05 МВА (157,63% от номинальной мощности 40 МВА в режиме n-1), что и принимается к анализу. При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла - 0°C. Согласно данным филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" возможно осуществить перевод части нагрузки по ВЛ 35 кВ Л-346 на ПС 110 кВ Зеленогорская в объёме 5,5 МВА, по ВЛ 35 кВ Л-345 на ПС 330 кВ Машук в объёме 4,5 МВА, по ВЛ 35 кВ Л-318 на ПС 110 кВ Бекешевская в объёме 2,9 МВА за время 1 час. В соответствии с "Требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию" (Приложение N 1 к приказу Минэнерго России от 08.02.2019 N 81, далее - Требования к перегрузочной способности) допускается длительная перегрузка трансформаторов до 115% от номинальной мощности (таблица 1) и аварийная перегрузка трансформаторов до 160% от номинальной мощности в течении 5 минут при температуре 0 °C (таблица 6). Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора (115%) необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 13,97 МВт (15,05 МВА). Для недопущения отключения нагрузки, в случае перегрузки оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1, рекомендуется техперевооружение ПС 110 кВ Ессентуки-2 с заменой существующих трансформаторов 40 МВА на силовые трансформаторы мощностью 63 МВА каждый.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Ессентуки-2 с учётом заключённых договоров на ТП.

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учётом Ксовм, Кнесовп

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

S макс, МВА

Кмакс, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

К макс ту, %

110/35/10

2x40

63,05

157,63

2,31

2,49

65,54

164

12,9

132

ВЛ 35 кВ Л-346 5,5 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Зеленогорская; ВЛ 35 кВ Л-345 4,5 МВА нагрузки на ПС 330 кВ Машук; ВЛ 35 кВ Л-318 2,9 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Бекешевская

60 минут

К ПС согласно заключённым договорам на ТП планируется присоединение 179 потребителей заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 3,07 МВт (3,32 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 2,49 МВА. Утверждённые ТУ на техприсоединение потребителей заявленной мощностью свыше 670 кВт отсутствуют. С учётом реализации техприсоединения указанных потребителей нагрузка ПС увеличится на 2,49 МВА и составит 65,54 МВА, что составляет 164% в схеме n-1 от номинальной мощности (40 МВА) оставшегося в работе трансформатора. При реализации техперевооружения ПС 110 кВ Ессентуки-2 с заменой существующих трансформаторов 40 МВА на силовые трансформаторы мощностью 63 МВА каждый загрузка оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 составит 80% от номинальной мощности (63 МВА), что не превышает длительно допустимой токовой нагрузки (125%). Мероприятие по замене трансформаторов в действующих ТУ на ТП отсутствует. Однако, замена существующих трансформаторов на трансформаторы 2х63 МВА очень затруднительна и проблематична из-за стесненных условий территории подстанции. Кроме того, приведенный далее анализ нагрузки на ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 показывает о целесообразности строительства нового питающего центра 110 кВ.

На ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 установлены два силовых трансформатора 35/10 кВ мощностью по 6,3 МВА (находятся в эксплуатации с 1971 года, срок их эксплуатации составляет 48 лет). Максимальная нагрузка ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 19.12.2018 в объеме 9,45 МВА (150,00% от номинальной мощности 6,3 МВА в схеме n-1), что и принимается к анализу. При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла - 0°C. По данным филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" допускается длительная перегрузка трансформаторов до 105% от номинальной мощности и аварийная перегрузка трансформаторов до 130% от номинальной мощности в течении 2 часов. Согласно данным филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" нет возможности перевода части нагрузки на соседние ЦП в связи с отсутствием связей с другими ЦП. Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора (105%) необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 2,63 МВт (2,84 МВА).

Анализ загрузки ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 с учётом заключённых договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учётом Ксовм, Кнесовп

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

S макс, МВА

К макс, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

К макс ту, %

35/10

2x6,3

9,45

150,00

1,34

1,45

10,9

173

173

Нет возможности

Отсутствие связей с другими ЦП

К ПС согласно заключённым договорам на ТП планируется присоединение 89 потребителей заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 1,79 МВт (1,93 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 1,45 МВА. Утверждённые ТУ на техприсоединение потребителей заявленной мощностью свыше 670 кВт отсутствуют. С учётом реализации техприсоединения указанных потребителей нагрузка ПС увеличится на 1,45 МВА и составит 10,9 МВА, что составляет 173% в схеме n-1 от номинальной мощности (6,3 МВА) оставшегося в работе трансформатора. Мероприятие по замене трансформаторов в действующих ТУ на ТП отсутствует.

Исходя из выше изложенного необходима реконструкция ПС 110 кВ Ессентуки-2 и ПС 35 кВ Ясная Поляна с увеличением мощности силовых трансформаторов. Однако, с точки зрения экономической целесообразности предлагается выполнить расширение ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 с переводом на напряжение 110/35/10 кВ, что позволит перевести часть нагрузок сети 35 кВ с ПС 110 кВ Ессентуки-2 на новую подстанцию. Для расширения ПС имеются все необходимые условия (площадка для размещения, электрическая сеть 110 и 35 кВ для ее присоединения). 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 действующей 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 перевод нагрузки с ПС 110 кВ Ессентуки-2 в объёме 15 МВА, а в послеаварийных режимах отключения одного из трансформаторов полностью снять оставшийся перегруз путем перевода нагрузки ВЛ 35 кВ Л-345 на ПС 110 кВ Ясная Поляна-1 в кратчайшие сроки. Кроме того, нагрузка ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 в объеме 10,9 МВА будет переведена на новую ПС. На новой ПС 110 кВ Ясная Поляна-1 необходимо установить трансформаторы 110/35/10 кВ 2х25 МВА. При отключении одного из трансформаторов 25 МВА 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 МВА) нагрузка оставшегося в работе трансформатора составит 102,7% номинальной, что в пределах длительно-допустимых значений.

Рекомендуется выполнить расширение ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 с переводом на напряжение 110 кВ с установкой двух трансформаторов 110/35/10 кВ мощностью по 25 МВА на этапе 2019 года по причине аварийной перегрузки силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Ессентуки-2 и ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 в схеме n-1 в существующем режиме электрической сети. В виду отсутствия источников финансирования проектирование по данному объекту предусмотрено инвестиционной программой ПАО "МРСК Северного Кавказа" на 2022 год, строительство объекта планируется в 2024 году.

Далее в работе приведен анализ загрузки ПС 110 кВ Мин-Воды-2.

На ПС Минводы-2 установлены два силовых трансформатора 110/35/6 кВ мощностью Т-1 25 МВА и Т-2 40 МВА (находятся в эксплуатации с 1982 и 1978 годов, срок эксплуатации составляет 37 и 41 год соответственно). Максимальная нагрузка ПС в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 21.12.2016 в объеме 35,19 МВА (140,76% от номинальной мощности 25 МВА в схеме n-1), что и принимается к анализу. При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла - 0°C. Согласно данным филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" возможно осуществить перевод части нагрузки с ПС 110 кВ Минводы-2 по ВЛ 35 кВ Л-311 на ПС 110 кВ Александровская в объёме 2,5 МВА и по ВЛ 35 кВ Л-314 на ПС 330 кВ Машук в объёме 3 МВА за время 2 часа. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 115% от номинальной мощности (таблица 1) и аварийная перегрузка трансформаторов до 150% от номинальной мощности в течении 10 минут при температуре 0 °C (таблица 6). Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора (115%) необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 4,82 МВт (5,19 МВА). Для недопущения отключения нагрузки, в случае перегрузки оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1, рекомендуется техперевооружение ПС 110 кВ Минводы-2 с заменой Т-1 25 МВА на 40 МВА.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Минводы-2 с учётом заключённых договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учётом Ксовм, Кнесовп

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки. %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

S макс, МВА

К макс, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

К макс ту, %

110/35/6

1х25 и 1х40

35,19

140,76

3,74

4,04

39,23

157

5,5

135

ВЛ 35 кВ Л-311 2,5 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Александровская; ВЛ 35 кВ Л-314 3 МВА нагрузки на ПС 330 кВ Машук

120 минут

К ПС согласно заключённым договорам на ТП планируется присоединение 12 потребителей заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 2,86 МВт (3,09 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 2,32 МВА. Так же согласно ТУ на ТП N 571 от 04.05.2016 (Договор ТП N 347/2016 от 09.09.2016 со сроком реализации в 2019 году) планируется присоединение энергопринимающих устройств ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро" с увеличением мощности на 2,0 МВт (2,15 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 1,72 МВА. Мероприятие по замене трансформаторов в действующих ТУ на ТП отсутствует.

С учётом реализации техприсоединения указанных потребителей нагрузка ПС увеличится на 4,04 МВА и составит 39,23 МВА, что составит 157% в схеме n-1 от номинальной мощности (25 МВА) оставшегося в работе трансформатора. В случае реализации техперевооружения ПС 110 кВ Минводы-2 с заменой существующего трансформатора Т-1 25 МВА на 40 МВА загрузка оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 составит 98% от номинальной мощности (40 МВА), что не превышает длительно допустимой токовой нагрузки (125%).

Рекомендуется выполнить техперевооружение ПС 110 кВ Минводы-2 с заменой существующего трансформатора Т-1 25 МВА на трансформатор 40 МВА на этапе 2019 года по причине аварийной перегрузки Т-1 в схеме n-1 в существующем режиме электрической сети. В виду отсутствия источников финансирования реализация данного мероприятия запланирована на 2023 год. Инвестиционной программой ПАО "МРСК Северного Кавказа" не предусмотрено выполнение данного мероприятия. Окончательное решение о сроках выполнения данного мероприятия будет принято при очередной корректировке инвестиционной программы ПАО "МРСК Северного Кавказа".

Отсутствие полукомплекта ДФЗ ВЛ 110 кВ Машук - ГНС с отпайками (Л-190) на ПС 110 кВ ГНС не позволяет ввести в работу функцию ДФЗ на ПС 300 кВ Машук. В связи с этим в 2019 году планируется выполнить техперевооружение ПС 110 кВ ГНС с оснащением быстродействующей защитой (ДФЗ) ВЛ 110 кВ Машук - ГНС с отпайками (Л-190).

Отсутствие ВЧ обхода быстродействующей защиты ВЛ 110 кВ ГЭС-3 - Водораздел - Т-302 (Л-31) на ПС 110 кВ Водораздел не позволяет ввести в работу функцию ДФЗ на ГЭС-3. В этой связи в 2020 году планируется выполнить техперевооружение ПС 110 кВ Водораздел с организацией ВЧ обхода быстродействующей защиты ВЛ 110 кВ ГЭС-3 - Водораздел - Т-302 (Л-31).

На основании акта технического освидетельствования от 30.05.2018 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.

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 (Договор ТП N 533/ТП-М5 от 14.11.2017), предусматривается строительство ПС 110 кВ Ефимовская с одним трансформатором мощностью 16 МВА. Подключение новой ПС предусмотрено по одной ВЛ 110 кВ к КРУЭ-110 кВ ПС 330 кВ Ильенко с устройством дополнительной линейной ячейки 110 кВ. Ввод объекта запланирован на 2019 год.

Для электроснабжения энергопринимающих устройств ООО ТК "Александровский", максимальной мощностью 24 МВт, согласно ТУ ПАО "МРСК Северного Кавказа" от 27.01.2017 N 655р, предусматривается строительство ПС 110 кВ Мечта с одним трансформатором мощностью 25 МВА. Подключение новой ПС предусмотрено от ВЛ 110 кВ Круглолесская - Александровская (Л-253) по схеме "заход-выход". Ввод объекта запланирован на 2019 год. В связи с тем, что договор ТП на момент разработки СиПР не заключен, срок ввода по данному объекту и сама реализация проекта могут быть скорректированы.

Для электроснабжения энергопринимающих устройств регионального индустриального парка "АПП "Ставрополье" в районе с. Ульяновка Минераловодского района (заявленная мощность 16,035 МВт) согласно ТУ ПАО "МРСК Северного Кавказа" N 669р от 21.03.2017 г. с изменениями от 19.06.2017 (Договор ТП N 381/2017 от 28.08.2017) предусматривается строительство ПС 110 кВ Луч с двумя трансформаторами мощностью по 16 МВА. Присоединение ПС предусмотрено отпайкой к ВЛ 110 кВ Кинжал - Солуно-Дмитриевская (Л-3). Планируемый срок ввода по 1-му и 2-му этапам с мощностью энергоустановок 12,049 МВт намечается в 2019 году, ввод мощности 16,035 МВт по 3-му этапу планируется в 2020 году.

В работе проведен анализ существующей и перспективной загрузки ПС 110 кВ Аэропорт.

На ПС 110 кВ Аэропорт установлены два силовых трансформатора 110/6 кВ мощностью 6,3 МВА (находятся в эксплуатации с 1978 и 1979 годов, срок эксплуатации составляет 41 год и 40 лет соответственно). Максимальная нагрузка ПС в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 21.12.2016 в объеме 5,67 МВА (90,0% от номинальной мощности в схеме n-1), что и принимается к анализу. При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла - 0°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 115% от номинальной мощности (таблица 1). Таким образом не выявлено превышение длительно допустимой нагрузки трансформатора (115%) как с учётом перевода нагрузки на соседние ЦП, так и без учёта перевода. Увеличение трансформаторной мощности не требуется.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Аэропорт с учётом заключённых договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Суммарная мощность по ДТП

Мощность по ДТП с учётом Ксовм, Кнесовп

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

S макс, МВА

К макс, %

P, МВт

S, МВА

P, МВт

S, МВА

S, МВА

К макс ту, %

110/6

2х6,3

5,67

90,00

6,04

6,52

4,76

5,14

10,81

172

172

Нет возможности

Отсутствие связей с другими ЦП

К ПС согласно заключённым договорам на ТП планируется присоединение 4 потребителей заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 1,14 МВт (1,23 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 0,92 МВА.

В соответствии с ТУ на ТП N 9036/2019/СТВ/ЦЭС/МРЭС от 15.03.2019 года (со сроком реализации в 2021 году) планируется технологическое присоединение энергопринимающих устройств ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро" к ПС 110 кВ Аэропорт с увеличением максимальной мощности энергопринимающих устройств на 4,90 МВт (5,28 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 4,22 МВА. При этом, прирост нагрузки на ПС 110 кВ Аэропорт достигнет 5,14 МВА, то есть нагрузка ЦП составит 10,81 МВА (172% от номинальной мощности 6,3 МВА в схеме n-1). На основании требований к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 115% от номинальной мощности (таблица 1) и аварийная перегрузка трансформаторов до 170% от номинальной мощности в течении 1 минуты при температуре 0 °C (таблица 5). Согласно данным филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" нет возможности перевести часть нагрузки с ПС 110 кВ Аэропорт на ближайшие центры питания в связи с отсутствием связей с другими центрами питания. Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 3,3 МВт (3,56 МВА). Для недопущения отключения нагрузки, в случае перегрузки оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1, рекомендуется техперевооружение ПС с заменой трансформаторов 6,3 МВА на 10 МВА. В этом случае загрузка оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 составит 108% от номинальной мощности (10 МВА), что не превышает длительно допустимой токовой нагрузки (125%).

В рамках выполнения ТУ N 9036/2019/СТВ/ЦЭС/МРЭС от 15.03.2019 года предусмотрено техперевооружение ПС 110 кВ Аэропорт с заменой существующих трансформаторов Т-1 и Т-2 2х6,3 МВА на 2х16 МВА.

В технических условиях ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро" (заявитель - Солодовникова Л.И.) N 1123/18 от 22.08.2018 на присоединение в 2021 году к электрическим сетям среднеэтажного многоквартирного жилого дома мощностью 150 кВт в г. Минеральные Воды содержатся требования по замене трансформаторов на ПС Аэропорт, однако анализ существующей и перспективной загрузки трансформаторов на ПС 110 кВ Аэропорт показал избыточность замены существующих трансформаторов Т-1 и Т-2 2х6,3 МВА на 2х16 МВА, и что будет достаточной замена существующих трансформаторов на трансформаторы 2х10 МВА.

Рекомендуется на этапе 2021 года выполнить замену на ПС 110 кВ Аэропорт существующих трансформаторов 2х6,3 МВА на трансформаторы 2х10 МВА по причине необходимости реализации обязательств ПАО "МРСК Северного Кавказа" по технологическому присоединению энергопринимающих устройств ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро" в рамках выполнения ТУ N 9036/2019/СТВ/ЦЭС/МРЭС от 15.03.2019, а также обязательств по технологическому присоединению энергопринимающих устройств среднеэтажного многоквартирного жилого дома в соответствии с ТУ N 1123/18 от 22.08.2018. Инвестиционной программой ПАО "МРСК Северного Кавказа" не предусмотрено выполнение данного мероприятия. Окончательное решение о сроках выполнения данного мероприятия будет принято при очередной корректировке инвестиционной программы ПАО "МРСК Северного Кавказа".

На основании акта ТО от 15.07.2018 на этапе 2023 года предусматривается выполнить техперевооружение ПС 110 кВ Аэропорт с заменой выключателей и разъединителей 110кВ, существующих устройств РЗА.

Также в работе проведен анализ существующей и перспективной загрузки ПС 110 кВ Белый Уголь.

На ПС 110 кВ Белый Уголь установлены два силовых трансформатора 110/10 кВ мощностью 10 МВА (находятся в эксплуатации с 1983 и 1985 годов, срок эксплуатации составляет 36 лет и 34 года соответственно). Максимальная нагрузка ПС в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 21.12.2016 в объеме 11,50 МВА (115,0% от номинальной мощности в схеме n-1), что и принимается к анализу. При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла - 0°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 115% от номинальной мощности (таблица 1). Увеличение трансформаторной мощности не требуется.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Белый Уголь с учётом заключённых договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Суммарная мощность по ДТП

Мощность по ДТП с учетом Ксовм, Кнесовп

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки, минут

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

S макс, МВА

К макс, %

P, МВт

S, МВА

P, МВт

S, МВА

S, МВА

К макс ту, %

110/10

2x10

11,5

115,00

7,06

7,62

5,48

5,92

17,42

174

0

174

Нет возможности

-

Отсутствие связей с другими ЦП

На ПС согласно заключённым договорам на техприсоединение планируется присоединение 63 потребителей заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 3,06 МВт (3,3 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 2,48 МВА.

В соответствии с ТУ на ТП N 9037/2019/СТВ/ЦЭС/ПРЭС от 05.03.2019 года (со сроком реализации в 2023 году) планируется технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "Ессентукская сетевая компания" с увеличением максимальной мощности энергопринимающих устройств на 4,00 МВт (4,3 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 3,44 МВА. При этом, прирост нагрузки на ПС 110 кВ Белый Уголь достигнет 5,66 МВА, то есть нагрузка ЦП составит 174 МВА (174% от номинальной мощности 10 МВА в схеме n-1), при этом допустимая аварийная перегрузка трансформаторов до 170% от номинальной мощности составляет 1 минуту при температуре 0 °C (таблица 5 требований к перегрузочной способности). Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора (115%) необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 5,5 МВт (5,9 МВА). По информации филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" возможность перевода части нагрузки с ПС 110 кВ Белый Уголь на ближайшие центры питания отсутствует. Для недопущения отключения нагрузки, в случае перегрузки оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1, рекомендуется техперевооружение ПС с заменой трансформаторов 10 МВА на 16 МВА. В этом случае загрузка оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 составит 108% от номинальной мощности (16 МВА), что не превышает длительно допустимой токовой нагрузки (125%).

В рамках выполнения ТУ N 9037/2019/СТВ/ЦЭС/ПРЭС от 15.03.2019 года предусмотрено техперевооружение ПС 110 кВ Белый Уголь с заменой существующих трансформаторов Т-1 и Т-2 2х10 МВА на трансформаторы 2х25 МВА. Проведенный анализ загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Белый Уголь показал избыточность замены существующих трансформаторов Т-1 и Т-2 2х10 МВА на 2х25 МВА, и что будет достаточной замена существующих трансформаторов на трансформаторы 2х16 МВА. При этом отсутствуют ТУ на технологическое присоединение энергопринимающих устройств конечных потребителей АО "Ессентукская сетевая компания", содержащих требования по замене трансформаторов на ПС 110 кВ Белый Уголь.

Рекомендуется выполнить замену на ПС 110 кВ Белый Уголь существующих трансформаторов 2х10 МВА на трансформаторы 2х16 МВА в рамках процедуры технологического присоединения при наличии в утвержденных ТУ конечных потребителей мероприятий по замене трансформаторов в сроки, установленные соответствующим договором ТП.

На основании акта ТО от 15.07.2018 на этапе 2024 - 2026 гг. планируется выполнить реконструкцию ПС Белый Уголь с заменой оборудования 110, 10 кВ, средств РЗА и ТМ.

В работе рассмотрены предложения филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ в энергосистеме Ставропольского края, а именно строительство ВЛ 110 кВ Солуно-Дмитриевская - Александровская с реконструкцией ПС 110 кВ Солуно-Дмитриевская и ПС 110 кВ Александровская.

В соответствии с существующей схемой электрических сетей 110 кВ энергосистемы Ставропольского края предполагается, что при отключении ВЛ 110 кВ Т-302 - Круглолесская (Л-45) и ВЛ 110 кВ Новоселицкая - Журавская (Л-152) (в том числе в ремонтной схеме) произойдёт отключение проходных подстанций ПС 110 кВ Круглолесская, ПС 110 кВ Александровская, ПС 110 кВ Журавская, питающихся от указанных ВЛ. В результате произойдет отключение питающих центров Александровского района Ставропольского края, в том числе районного центра - с. Александровское.

ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" в целях недопущения подобной ситуации, а также повышения надёжности электроснабжения существующих и планируемых к присоединению потребителей предлагается строительство ВЛ 110 кВ Солуно-Дмитриевская - Александровская протяженностью 60 км с подвеской провода АС-185, а также подвеской ВОЛС по проектируемой ВЛ, и соответственно, расширение ПС 110 кВ Солуно-Дмитриевская и ПС 110 кВ Александровская с установкой дополнительных ячеек 110 кВ для подключения для ВЛ 110 кВ Солуно-Дмитриевская - Александровская.

ПС 110 кВ Солуно-Дмитриевская введена в эксплуатацию в 1986 году, территориально расположена в селе Солуно-Дмитриевское и снабжает электроэнергией потребителей данного населенного пункта, а также потребителей Андроповского района. При нормативном сроке эксплуатации основного оборудования ПС 25 лет, данное оборудование находится в работе 32 года. В результате длительного срока работы основное оборудование выработало свой эксплуатационный ресурс, что негативно сказывается на надежности электроснабжения. Исходя из технического состояния оборудования на ПС на основании акта ТО от 15.07.2018 предлагается предусмотреть замену оборудования, индекс технического состояния которого наиболее низкий.

ПС 110 кВ Александровская введена в эксплуатацию в 1973 году, территориально расположена в с. Александровское и снабжает электроэнергией Александровский район. При нормативном сроке эксплуатации основного оборудования ПС 25 лет, данное оборудование находится в работе 45 лет. В результате длительного срока работы основное оборудование выработало свой эксплуатационный ресурс - физически и морально устарело, такое состояние оборудования негативно сказывается на надежности электроснабжения. Кроме того, в настоящее время отсутствуют производители запасных частей к основному оборудованию 110, 35 и 10 кВ, установленному на ПС. Исходя из технического состояния оборудования на ПС на основании акта ТО от 15.07.2018 предлагается предусмотреть замену оборудования, индекс технического состояния которого наиболее низкий.

Дополнительно на ПС 110 кВ Солуно-Дмитриевская в связи с предлагаемым строительством новой ВЛ 110 кВ предлагается выполнить установку устройства плавки гололеда с монтажом ВУПГ для борьбы с гололедообразованием на ВЛ 110 и 35 кВ.

С позиции ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" реализация указанных мероприятий:

- значительно повысит надежность электроснабжения потребителей, а также даст возможность рационального использования мощностей электрифицированных объектов, что приведет к уменьшению сетевых ограничений в электрических сетях и повышению надежности электроснабжения потребителей Александровского района края,

- улучшит производственно-техническое состояние ПС 110 кВ Солуно-Дмитриевская и ПС 110 кВ Александровская, повысит эффективность работы ПС, надёжность оборудования и безопасность их обслуживания, уменьшит риск аварийных ситуаций, повысит качество обслуживания электрических установок, надёжность питания электрической энергией существующих потребителей сел Солуно-Дмитриевское и Александровское, а также потребителей Андроповского района и позволит присоединять новых потребителей.

Проведенный анализ данного предложения показал, что существующая схема питания подстанций ПС 110 кВ Круглолесская, ПС 110 кВ Александровская, ПС 110 кВ Журавская удовлетворяет требованиям к схемам электроснабжения потребителей II категории надежности электроснабжения. Расчеты электроэнергетических режимов при нормативных возмущениях в нормальной и ремонтных схемах не выявили превышения допустимой токовой нагрузки ВЛ 110 кВ в прилегающей к ПС 110 кВ Солуно-Дмитриевская и ПС 110 кВ Александровская электрической сети 110 кВ. В связи с чем предложение ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" по строительству ВЛ 110 кВ Солуно-Дмитриевская - Александровская с расширением ПС 110 кВ Солуно-Дмитриевская и ПС 110 кВ Александровская с установкой дополнительных ячеек 110 кВ для подключения для ВЛ 110 кВ Солуно-Дмитриевская - Александровская расчетами электроэнергетических режимов не обосновано.

По условию неудовлетворительного технического состояния рекомендуется выполнение в 2024 - 2026 гг. мероприятий по реновации оборудования 110 и 10 кВ ПС 110 кВ Солуно-Дмитриевская на основании акта ТО от 15.07.2018 и ПС 110 кВ Александровская на основании акта ТО от 15.07.2018.

5.3.2 Производственное сетевое подразделение "Западные электрические сети".

Расчетная нагрузка энергорайона в 2024 году составит 680 МВт.

Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в период до 2024 года для базового варианта электропотребления предусматривается по следующим направлениям:

Новое строительство.

1. 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.

ПС 110 кВ Радиозавод.

На подстанции установлены два силовых трансформатора 110/10 кВ мощностью по 25 МВА, (находятся в эксплуатации с 2012 года, срок их эксплуатации составляет 7 лет). Максимальная нагрузка подстанции в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 19.12.2018 и составила 19,4 МВА (77,8% от номинальной мощности в режиме n-1). При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла - 0°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 125% от номинальной мощности (таблица 1). Увеличение трансформаторной мощности не требуется.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Радиозавод с учётом заключённых договоров на ТП.

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Суммарная мощность по ДТП

Мощность по ДТП с учетом Ксовм, Кнесовп

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки, минут

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

S макс, МВА

К макс, %

P, МВт

S, МВА

P, МВт

S, МВА

S, МВА

К макс ту, %

110/10

2x25

19,4

77,8

5,61

6,4

4,27

5,02

24,4

98

0

98

Нет возможности

-

Отсутствие связей с другими ЦП

На ПС согласно заключённым договорам на техприсоединение планируется присоединение 49 потребителей заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 1,47 МВт (1,6 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 1,2 МВА. Согласно ТУ на ТП N 709р от 18.07.2017 (Договор ТП N 319/2013 от 22.05.2013) в 2020 году планируется присоединение энергопринимающих устройств жилого микрорайона "Северо-Запад" в г. Михайловске мощностью 2,14 МВт (2,5 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 2,02 МВА. Также согласно ТУ на ТП ТУ-772 от 25.01.2018 (Договор ТП N 30/2014 от 26.03.2014) в 2019 году планируется присоединение энергопринимающих устройств сельхоз-производственного комплекса ООО ОПХ "Шпаковское" в г. Михайловске мощностью 2 МВт (2,3 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 1,8 МВА. В случае реализации присоединения энергопринимающих устройств по договорам ТП прирост нагрузки на ПС с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки составит 5,02 МВА, а суммарная загрузка трансформаторов на ПС составит 24,4 МВА или 98% от номинальной мощности в режиме n-1. Увеличение трансформаторной мощности на ПС не требуется.

ПС 110 кВ Промкомплекс.

На подстанции установлены два силовых трансформатора 110/35/10 кВ мощностью по 40 МВА, (находятся в эксплуатации с 1985 и 1988 годов, срок их эксплуатации составляет 34 и 31 год соответственно). Максимальная нагрузка подстанции в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 19.12.2018 и составила 26 МВА (65% от номинальной мощности в режиме n-1). При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла - 0°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 115% от номинальной мощности (таблица 1). Увеличение трансформаторной мощности не требуется.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Промкомплекс с учётом заключённых договоров на ТП.

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Суммарная мощность по ДТП

Мощность по ДТП с учетом Ксовм, Кнесовп

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки, минут

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

S макс, МВА

К макс, %

P, МВт

S, МВА

P, МВт

S, МВА

S, МВА

К макс ту, %

110/35/10

2x40

26

65

20,96

22,6

18,1

19,5

45,5

114

0

114

Нет возможности

-

Отсутствие связей с другими ЦП

На ПС согласно заключённым договорам на техприсоединение планируется присоединение 116 потребителей заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 4,96 МВт (5,4 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 4 МВА. Согласно ТУ на ТП N 721р от 25.08.2017 (Договор ТП N 565/2013 от 10.07.2013) в 2019 году по 1-му и 2-му этапам мощностью 4 МВт в 2020 году по 3-му этапу мощностью 6 МВт планируется присоединение энергопринимающих устройств жилого комплекса "Русский лес" в с. Верхнерусское суммарной мощностью 10 МВт (11 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 9,9 МВА. Согласно ТУ на ТП N 678 от 10.03.2017 с изменениями от 26.03.2019 (Договор ТП N 176/2017 от 04.04.2017) в 2019 году планируется присоединение энергопринимающих устройств производственных помещений в с. Верхнерусское мощностью 1 МВт (1,1 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 0,83 МВА. Согласно ТУ на ТП N 9248/2019/СТВ/ЗЭС/ШРЭС от 28.03.2019 (Договор ТП N 70/2019 от 29.03.2019) в 2021 году планируется присоединение энергопринимающих устройств АО "Ставропольские городские электрические сети" в г. Ставрополь мощностью 5 МВт (5,4 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 4,8 МВА.

В случае реализации присоединения энергопринимающих устройств по договорам ТП прирост нагрузки на ПС с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки составит 19,5 МВА, а суммарная загрузка трансформаторов на ПС составит 45,5 МВА или 114% от номинальной мощности в режиме n-1. Перевод части нагрузки на другие питающие центры не представляется возможным. Увеличение трансформаторной мощности не требуется.

ПС 35 кВ Аэропорт.

На подстанции установлены два силовых трансформатора 35/10 кВ мощностью по 6,3 МВА, (находятся в эксплуатации с 1978 года, срок их эксплуатации составляет 41 год). Максимальная нагрузка подстанции в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 19.12.2018 и составила 10,5 МВА (167% от номинальной мощности в режиме n-1). По данным филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" допускается длительная перегрузка трансформаторов до 105% от номинальной мощности и аварийная перегрузка трансформаторов до 130% от номинальной мощности в течении 2 часов. Согласно данным филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" нет возможности перевода части нагрузки на соседние ЦП в связи с отсутствием связей с другими ЦП. Для недопущения отключения нагрузок потребителей необходима замена силовых трансформаторов 2х6,3 МВА на трансформаторы мощностью 2х10 МВА.

Анализ загрузки ПС 35 кВ Аэропорт с учётом заключённых договоров на ТП.

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Суммарная мощность по ДТП

Мощность по ДТП с учетом Ксовм, Кнесовп

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки, минут

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

S макс, МВА

К макс, %

P, МВт

S, МВА

P, МВт

S, МВА

S, МВА

К макс ту, %

35/10

2x6,3

10,5

167

9,7

10,9

7,8

9,2

19,7

313

0

313

Нет возможности

-

Отсутствие связей с другими ЦП

Заявленная мощность по договорам ТП не значительна и особо не сказывается на загрузке трансформаторов ПС. Однако согласно заключённым договорам планируется присоединение к ПС 361 заявителя ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро" (приведены в Приложении И) суммарной мощностью 3,2 МВт (3,46 МВА), что с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 3,11 МВА.

Кроме того, у филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" имеются обязательства по ТУ N 681 от 31.03.2017 с изменениями N 1 от 15.03.2018 (договор ТП от 27.04.2017 N 2170-2017) по присоединению в 2021 году энергопринимающих устройств ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро" в г. Михайловск с заявленной мощностью 4,9 МВт (5,7 МВА), что с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки составит 4,8 МВА.

Также, согласно ТУ N 8027/2018/СТВ/ЗЭС/ШРЭС от 24.01.2019 в 2019 году планируется присоединение энергопринимающих устройств выставочного комплекса АПК Ставропольского края в г. Михайловск мощностью 1,6 МВт (1,75 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 1,3 МВА.

С учётом реализации техприсоединения указанных выше потребителей нагрузка ПС составит 19,7 МВА. В этой связи необходима установка силовых трансформаторов мощностью 2х25 МВА.

Техническими условиями N 681 от 31.03.2017 с изменениями N 1 от 15.03.2018 предусмотрено выполнить расширение ПС 35 кВ Аэропорт с переводом на напряжение 110 кВ с установкой двух трансформаторов по 25 МВА. Присоединение ПС предусматривается по схеме "заход-выход" к ВЛ 110 кВ Ставрополь - Промкомплекс с отпайкой на ПС Птицепром (Л-140) (ВЛ 110 Старомарьевская СЭС - Промкомплекс с отпайкой на ПС Птицепром с учетом ввода Старомарьевской СЭС).

Также имеются ТУ на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей к электрическим сетям ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро". Технические условия N 1/224/2019 от 08.07.2019 (заявитель - ООО ОПХ "Шпаковское", мощность - 2,9 МВт) и N 1/236/2019 от 08.07.2019 (заявитель - ООО "Зеленый мир", мощность - 2 МВт) содержат требования по расширению ПС 35 кВ Аэропорт с переводом на напряжение 110 кВ и установкой двух трансформаторов по 25 МВА.

При вводе в работу новой ПС 110 кВ на неё будет переведена вся существующая нагрузка ПС 35 кВ Аэропорт.

Рекомендуется на этапе 2021 года выполнить расширение ПС 35 кВ Аэропорт с переводом на напряжение 110 кВ с установкой двух трансформаторов по 25 МВА и устройством заходов ВЛ 110 кВ (с присвоением диспетчерского наименования ПС 110 кВ Михайловск) по причине необходимости реализации обязательств ПАО "МРСК Северного Кавказа" по технологическому присоединению энергопринимающих устройств ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро" в рамках выполнения ТУ N 681 от 31.03.2017 с изменениями от 15.03.2018, а также обязательств ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро" по технологическому присоединению энергопринимающих устройств конечных потребителей в соответствии с ТУ N 1/224/2019 от 08.07.2019 и ТУ N 1/236/2019 от 08.07.2019. Инвестиционной программой ПАО "МРСК Северного Кавказа" предусмотрено выполнение данного мероприятия в 2021 году.

2. 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 (Договор ТП N 206/ТП М5 от 03.09.2012 г.), предусматривается строительство 4 подстанций 110 кВ с трансформаторами 2х63 МВА 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 2022 году.

3. 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 с изменениями от 07.11.2018 (Договор ТП N 455/ТП-М5 от 22.06.2015), предусматривается строительство ПС 110 кВ Интер-Юг с одним трансформатором мощностью 40 МВА. Подключение новой ПС предусмотрено по одной ВЛ 110 кВ к ОРУ-110 кВ ПС 330 кВ Ставрополь, при этом предусматривается реконструкция ПС 330 кВ Ставрополь с установкой одной линейной ячейки 110 кВ и её оснащением устройствами ССПИ, АИИСКУЭ, РЗА. Ввод объекта запланирован на 2020 год.

4. Для присоединения проектируемой Старомарьевской СЭС к сетям энергосистемы в соответствии с ТУ-620р от 30.01.2017 с изменениями от 18.10.2018, от 18.01.2019, от 30.04.2019 (Договор ТП N 195/2017 от 26.04.2017) выполнено строительство заходов ВЛ 110 кВ Ставрополь - Промкомплекс с отпайкой на ПС Птицепром (Л-140) на ОРУ-110 кВ Старомарьевской СЭС, а также выполнены 4 этапа по ТУ. До 2020 года планируется выполнить оставшиеся 4 этапа согласно ТУ.

Реконструкция и техническое перевооружение:

В рамках данной работы проведен анализ загрузки трансформаторов на ПС 110 кВ Заводская.

На подстанции установлены два силовых трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 и 10 МВА, (находятся в эксплуатации с 1972 и 1986 годов, срок их эксплуатации составляет 47 и 33 года соответственно). Максимальная нагрузка подстанции в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 19.12.2018 в объеме 16,15 МВА (161,5% от номинальной мощности 10 МВА в схеме n-1). При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла - 0°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 115% от номинальной мощности (таблица 1) и аварийная перегрузка трансформаторов до 170% от номинальной мощности в течении 5 минут при температуре -0 °C (таблица 5). Согласно данным филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" отсутствует возможность перевода части нагрузки с ПС 110 кВ Заводская на соседние ЦП. Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора (115%) необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 4,3 МВт (4,65 МВА). Для недопущения отключения нагрузки, в случае перегрузки оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1, необходима замена трансформатора Т-2 10 МВА на трансформатор 16 МВА.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Заводская с учётом заключённых договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учётом Ксовм, Кнесовп

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

S макс, МВА

К макс, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

К макс ту, %

110/10

1х16 и 1х10

16,15

161,50

2,85

3,08

19,2

192

192

Нет возможности

Отсутствие связей с другими ЦП

К ПС согласно заключённым договорам на ТП планируется присоединение 43 потребителей заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 1,52 МВт (1,7 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 1,36 МВА. Так же согласно ТУ на ТП N 638 от 09.12.2016 (Договор ТП N 03/2017 от 13.01.2017) в 2021 году планируется присоединение энергопринимающих устройств АО "Ставропольэнергоинвест" мощностью 2,0 МВт (2,15 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 1,72 МВА.

С учётом реализации техприсоединения указанных потребителей нагрузка ПС увеличится на 3,08 МВА и составит 19,2 МВА, что составляет 192% в схеме n-1 от номинальной мощности (10 МВА) оставшегося в работе трансформатора. В случае реализации техперевооружения ПС 110 кВ Заводская с заменой существующего трансформатора Т-2 10 МВА на 16 МВА загрузка оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 составит 120% от номинальной мощности (16 МВА), что не превышает длительно допустимой токовой нагрузки (125%).

Техническими условиями на технологическое присоединение в 2020 году энергопринимающих устройств АО "Горэлектросеть" г. Ставрополь мощностью 650 кВт по договору ТП от 10.05.2018 N 43-05/62 предусматривается замена Т-2 на трансформатор мощностью 16 МВА, однако отсутствуют ТУ на технологическое присоединение энергопринимающих устройств конечных потребителей АО "Горэлектросеть".

Рекомендуется на этапе 2019 года выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Заводская с заменой существующего трансформатора Т-2 10 МВА на трансформатор 16 МВА по причине его аварийной перегрузки в схеме n-1 в существующем режиме электрической сети, а также по причине необходимости реализации обязательств ПАО "МРСК Северного Кавказа" по технологическому присоединению энергопринимающих устройств АО "Горэлектросеть" в рамках выполнения ТУ по договору ТП от 10.05.2018 N 43-05/62. Инвестиционной программой ПАО "МРСК Северного Кавказа" предусмотрено выполнение данного мероприятия в 2019 году.

Кроме того, на основании акта ТО от 21.05.2018 в 2024 году планируется реконструкция ПС 110 кВ Заводская с заменой оборудования 110-10 кВ.

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

- оснащение ПС 110 кВ Промышленная быстродействующей защитой ВЛ 110 кВ Свистухинская ГЭС - Пригородная - Промышленная (Л-21/Л-239/Л-240). Отсутствие полукомплекта ДФЗ ВЛ 110 кВ Свистухинская ГЭС - Пригородная - Промышленная (Л-21/Л-239/Л-240) на ПС 110 кВ Промышленная не позволяет ввести в работу функцию ДФЗ на Свистухинской ГЭС. В вязи с этим в 2019 году планируется техперевооружение ПС 110 кВ Промышленная с установкой полукомплекта быстродействующей защиты ВЛ 110 кВ Свистухинская ГЭС - Пригородная - Промышленная (Л-21/Л-239/Л-240) и организацией ВЧ-обхода на ПС 110 кВ Пригородная.

- оснащение ПС 110 кВ Новая Деревня быстродействующей защитой ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Новая Деревня (Л-25) с установкой в "мостике" выключателя 110 кВ. Отсутствие полукомплекта ДФЗ ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Новая Деревня (Л-25) на ПС 110 кВ Новая Деревня не позволяет ввести в работу функцию ДФЗ на Невинномысской ГРЭС. В связи с этим в 2019 году планируется выполнить техперевооружение ПС 110 кВ Новая Деревня с оснащением быстродействующей защитой (ДФЗ) ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Новая Деревня (Л-25).

- на ПС 110 кВ Промышленная, в связи с физическим износом основного оборудования ОРУ-110 кВ и средств РЗиА, на основании акта ТО от 21.05.2018 предусматривается в 2024 - 2028 гг. 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, на основании актов ТО от 03.02.2016 и от 21.05.2018, предусматривается его замена, а также замена морально и физически устаревшего оборудования 6 кВ. Данные мероприятия предусматривается разделить на два отдельных титула, с выполнением первого в 2022 году, второго в 2024 - 2025 гг.

- ввиду физического износа основных элементов ВЛ (опор, проводов, сцепной арматуры, изоляторов) на основании актов технического освидетельствования от 22.05.2017 по ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Т-301 (Л-24), ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Прикубанская (Л-57) и от 08.02.2016 по ВЛ 110 кВ Сенгилеевская ГЭС - III Подъём (Л-12, Л-132) предусмотрено техническое перевооружение указанных ВЛ 110 кВ (без увеличения сечения проводов). Выполнение работ по Л-12 запланировано на 2020 год, по Л-57 и Л-132 - на 2021 год;

- на основании акта ТО от 22.05.2017 предусматривается вынос из зоны оползня ВЛ 110 кВ Южная - Заводская (Л-130) на участке опор N 59-65 с заменой провода АС-120 на провод АС-400 на участке между опорами N 60-62 протяженностью 0,895 км и замена существующего провода на провод АС-120 на участке протяженностью 0,125 км в соответствии с техническими решениями по титулу "Техническое перевооружение ВЛ 110 кВ Южная - Заводская (Л-130) на участке опор N 59-65 в г. Ставрополе (замена опор и провода с выносом ВЛ из зоны оползня)". Выполнение работ запланировано на 2020 год.

Отсутствие полукомплекта ДФЗ ВЛ 110 кВ ГЭС-3 - Ново-Невинномысская (Л-148) на ПС 110 кВ Ново-Невинномысская не позволяет ввести в работу функцию ДФЗ на ГЭС-3. В связи с этим в 2020 году планируется выполнить техперевооружение ПС 110 кВ Ново-Невинномысская c оснащением быстродействующей защитой (ДФЗ) ВЛ 110 кВ ГЭС-3 - Ново-Невинномысская (Л-148).

В соответствии с договором ТП от 11.07.2013 N 20300-13-00121354-5 между ПАО "Кубаньэнерго" и ПАО "МРСК Северного Кавказа" в 2019 году планируется техническое перевооружение ВЛ 110 кВ Сенгилеевская ГЭС - Забайкаловская (Л-11) с установкой ОПН на участке от Сенгилеевской ГЭС до опоры N 137. Кроме того, отсутствие полукомплекта ДФЗ ВЛ 110 кВ Забайкаловская - Сенгилеевская ГЭС (Л-11) на Сенгилеевской ГЭС не позволяет ввести в работу ДФЗ ВЛ 110 кВ Забайкаловская - Сенгилеевская ГЭС (Л-11) (данное устройство установлено на ПС 110 кВ Забайкаловская по титулу "Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Забайкаловская"). В этой связи в 2019 году необходимо оснащение полукомплектом ДФЗ Сенгилеевской ГЭС для ввода в работу ДФЗ ВЛ 110 кВ Сенгилеевская ГЭС - Забайкаловская (Л-11).

В рамках данной работы проведен анализ загрузки трансформаторов на ПС 110 кВ Южная.

В настоящее время на ПС 110 кВ Южная установлены три силовых трансформатора 110/10 кВ мощностью по 25 МВА каждый (находятся в эксплуатации с 1982, 1988 и 2012 годов, срок их эксплуатации составляет 37, 31 и 7 лет соответственно). 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 и при дальнейшем анализе в качестве схемы n-1 рассматривается данный режим.

Максимальная нагрузка подстанции в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 19.12.2018 и составила 39,83 МВА (159,32% от номинальной мощности в схеме n-1). При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла - 0°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 115% от номинальной мощности (таблица 1) и аварийная перегрузка трансформаторов 160% от номинальной мощности в течении 5 минут при температуре 0 °C (таблица 6). Согласно данным филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" возможно осуществить перевод части нагрузки с ПС 110 кВ Южная на соседние ЦП по сети 10 кВ АО "Ставропольские городские электрические сети" в объёме 8,4 МВА за время 2 часа. Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора (115%) необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 10,2 МВт (11 МВА). Для недопущения отключения нагрузки, в случае перегрузки оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1, рекомендуется техперевооружение ПС 110 кВ Южная с заменой Т-2 25 МВА на трансформатор 40 МВА и установкой секционного выключателя 110 кВ.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Южная с учётом заключённых договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учётом Ксовм, Кнесовп

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

S макс, МВА

К макс, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

К макс ту, %

110/10

75

3x25

39,83

159,32

8,4

9,06

48,9

196

8,4

162

По сети 10 кВ АО "Ставропольские городские электрические сети"

120 минут

К ПС согласно заключённым договорам на ТП планируется присоединение 246 потребителей заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 9,46 МВт (10,2 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 8,2 МВА. Так же согласно ТУ на ТП N 739 от 03.10.2017 (Договор ТП N 498/2017 от 30.11.2017) в 2019 году по первому этапу - 0,5 МВт, в 2020 году по второму этапу - 0,5 МВт планируется присоединение энергопринимающих устройств АО "Ставропольские городские электрические сети", что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 0,86 МВА. С учётом реализации техприсоединения указанных потребителей нагрузка ПС увеличится на 9,06 МВА и составит 48,9 МВА, что составляет 196% в схеме n-1 от номинальной мощности (25 МВА) оставшегося в работе трансформатора. В случае реализации техперевооружения ПС 110 кВ Южная с заменой существующего трансформатора Т-2 25 МВА на 40 МВА загрузка оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 составит 122% от номинальной мощности (40 МВА), что не превышает длительно допустимой токовой нагрузки (125%).

В утверждённых ТУ N 739 от 03.10.2017 указано техперевооружение ПС 110 кВ Южная с заменой Т-2 25 МВА на 40 МВА и установкой секционного выключателя 110 кВ. Срок реализации не позднее 2021 года. При этом отсутствуют ТУ на технологическое присоединение энергопринимающих устройств конечных потребителей АО "Ставропольские городские электрические сети", содержащих требования по замене трансформаторов на ПС Южная.

Рекомендуется на этапе 2019 года выполнить техперевооружение ПС 110 кВ Южная с заменой существующего трансформатора Т-2 25 МВА на трансформатор 40 МВА по причине его аварийной перегрузки в схеме n-1 в существующем режиме электрической сети, а также по причине необходимости реализации обязательств ПАО "МРСК Северного Кавказа" по технологическому присоединению энергопринимающих устройств АО "Ставропольские городские электрические сети" в рамках выполнения ТУ N 739 от 03.10.2017. В связи с отсутствием в настоящее время источников финансирования инвестиционной программой ПАО "МРСК Северного Кавказа" выполнение данного мероприятия запланировано на 2021 год.

Также в рамках данной работы проведен анализ загрузки трансформаторов на ПС 110 кВ Лесная.

На подстанции установлены два силовых трансформатора 110/6 кВ мощностью 25 и 40 МВА, (находятся в эксплуатации с 1972 и 1977 годов, срок их эксплуатации соответственно составляет 47 и 42 года). Максимальная нагрузка подстанции в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 19.12.2018 и составила 24,73 МВА (98,9% от номинальной мощности 25 МВА в схеме n-1). При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла - 0°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 115% от номинальной мощности (таблица 1). Таким образом не выявлено превышение длительно допустимой нагрузки трансформатора (115%). Увеличение трансформаторной мощности не требуется.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Лесная с учётом заключённых договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учётом Ксовм, Кнесовп

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

S макс, МВА

К макс, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

К макс ту, %

110/6

1х25,1х40

24,73

98,9

4,72

5,55

30,28

121

0

121

Нет возможности

Отсутствие связей с другими ЦП

Технические условия на присоединение потребителей с заявленной мощностью до 670 кВт к ПС Лесная отсутствуют.

Согласно ТУ на ТП N 605 от 12.08.2016 с изменениями от 05.02.2019 (Договор ТП N 409/2016 от 28.10.2016) к ПС 110 кВ Лесная планируется присоединение энергопринимающих устройств ООО "Эвилин-строй 2" мощностью 1,00 МВт (1,18 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 0,94 МВА.

В соответствии с ТУ на ТП N 10918/2019/СТВ/ЗЭС/ШРЭС от 19.08.2019 к ПС 110 кВ Лесная в 2021 году планируется увеличение присоединенной мощности энергопринимающих устройств АО "Монокристалл" в объёме 4,9 МВт (5,76 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 4,61 МВА. При этом, прирост нагрузки на ПС 110 кВ Лесная достигнет 5,55 МВА, то есть нагрузка ЦП составит 30,28 МВА (121% от номинальной мощности 25 МВА в схеме n-1) при этом допустимая аварийная перегрузка трансформаторов до 130% от номинальной мощности составляет 2 часа при температуре 0 °C (таблица 6 требований к перегрузочной способности). Согласно данным филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" невозможно осуществить перевод части нагрузки с ПС 110 кВ Лесная на соседние ЦП. Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора (115%) необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 1,3 МВт (1,53 МВА).

В рамках выполнения ТУ на ТП N 10918/2019/СТВ/ЗЭС/ШРЭС от 19.08.2019 года предусмотрено техперевооружение ПС 110 кВ Лесная с заменой существующего трансформатора Т-1 25 МВА на 40 МВА.

Рекомендуется на этапе 2021 года выполнить замену существующего трансформатора Т-1 25 МВА на трансформатор 40 МВА по причине необходимости реализации обязательств ПАО "МРСК Северного Кавказа" по технологическому присоединению энергопринимающих устройств АО "Монокристалл" в соответствии с ТУ N 10918/2019/СТВ/ЗЭС/ШРЭС от 19.08.2019. Окончательное решение о сроках выполнения данного мероприятия будет принято при очередной корректировке инвестиционной программы ПАО "МРСК Северного Кавказа".

На основании акта ТО от 21.05.2018 на этапе 2023 года предусмотрено выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Лесная с заменой оборудования 110 и 6 кВ, а также средств РЗА и ТМ.

В ходе выполнения данной работы рассмотрено предложение филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" по реконструкции ПС 110 кВ Западная.

На подстанции установлены два силовых трансформатора 110/10/6 кВ мощностью по 40 МВА, (находятся в эксплуатации с 1981 и 1985 годов, срок эксплуатации соответственно составляет 38 и 34 года). Максимальная нагрузка подстанции в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 19.12.2018 в объеме 49,36 МВА (123,4% от номинальной мощности в схеме n-1). При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла - 0°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 115% от номинальной мощности (таблица 1) и аварийная перегрузка трансформаторов до 130% от номинальной мощности в течении 2 часов при температуре - 0°C (таблица 6). Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора (115%) необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 3,1 МВт (3,36 МВА). Согласно данным филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" нет возможности перевести часть нагрузки на соседние ЦП ввиду отсутствия связей с другими ЦП.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Западная с учётом заключённых договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учётом Ксовм, Кнесовп

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

S макс, МВА

К макс, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

К макс ту, %

110/10/6

2x40

49,36

123,4

0,00

0

49,36

123,4

0

123,4

Нет возможности

Отсутствие связей с другими ЦП

09.08.2017 года по филиалу ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" был проведен внеочередной замер фактической загрузки трансформаторов на питающих центрах по причине аномальной высокой температуры воздуха и роста потребления электроэнергии. Проведенные замеры показали загрузку трансформаторов на ПС Западная 48,62 МВА (121,6 % в режиме n-1), что на 30 % превышает длительно допустимый перегруз трансформатора, определенный требованиями к перегрузочной способности, в соответствии с которым коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов при температуре +30С составляет 91 % (таблица 1), при этом аварийная перегрузка трансформаторов до 120% от номинальной мощности допускается в течении 20 минут при температуре +30°C (таблица 6). Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора (91%) необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 11,3 МВт (12,2 МВА). Для недопущения отключения нагрузки, в случае перегрузки оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1, рекомендуется реконструкция ПС 110 кВ Западная с установкой Т-3 мощностью 16 МВА в параллельную работу с одним из существующих силовых трансформаторов.

Рекомендуется выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Западная на этапе 2019 года с установкой дополнительного силового трансформатора мощностью 16 МВА по причине аварийной перегрузки трансформаторов в схеме n-1 в существующем режиме электрической сети. В связи с отсутствием источников финансирования выполнение данных мероприятий запланировано на 2023 год. Окончательное решение о сроках выполнения данного мероприятия будет принято при очередной корректировке инвестиционной программы ПАО "МРСК Северного Кавказа".

На основании акта ТО от 21.05.2018 на этапе 2023 года предусматривается выполнить реконструкцию ПС Западная с заменой оборудования 110, 10 и 6 кВ.

Также в работе рассмотрено предложение филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго по реконструкции ПС 110 кВ Восточная.

ПС Восточная построена в 1948 году и является одной из самых первых введенных в эксплуатацию на территории СКФО. Подстанция территориально расположена в городе Ставрополь и снабжает электроэнергией потребителей центральной части города, а также потребителей восточной промзоны. Значительная часть оборудования находится в работе более 60 лет. В результате длительного срока работы основное оборудование выработало свой эксплуатационный ресурс. Средний индекс технического состояния оборудования ПС, входящего в объемы реконструкции, составляет - 66,64. Исходя из технического состояния оборудования на ПС проектом рекомендуется предусмотреть замену оборудования, индекс технического состояния которого наиболее низкий.

На основании вышеизложенного рекомендуется выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Восточная в объеме замены оборудования 110 и 6 кВ, индекс технического состояния которого наиболее низкий, а также средств РЗА и ТМ на основании акта ТО от 21.05.2018.

В данной работе рассмотрен предложенный ПАО "МРСК Северного Кавказа" комплекс мероприятий по реконструкции объектов 110 кВ.

1. Реконструкция ПС 110 кВ Северная.

ПС Северная введена в эксплуатацию в 1963 году, территориально расположена в городе Ставрополь и снабжает электроэнергией жилые микрорайоны и промышленную зону, расположенные в северо-западном районе. При нормативном сроке эксплуатации основного оборудования ПС 25 лет, данное оборудование находится в работе 55 лет. В результате длительного срока работы основное оборудование выработало свой эксплуатационный ресурс - физически устарело, такое состояние оборудования негативно сказывается на надежности электроснабжения. Кроме того, в настоящее время отсутствуют производители запасных частей к основному оборудованию 110, 10 и 6 кВ, установленному на ПС.

Исходя из технического состояния оборудования на ПС, предлагается предусмотреть замену оборудования, индекс технического состояния которого наиболее низкий. С позиции ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" реализация данного мероприятия значительно повысит надежность электроснабжения потребителей, приведет к уменьшению сетевых ограничений в электрических сетях и повышению надежности электроснабжения потребителей промышленной зоны и северо-западного района г. Ставрополь. По условию неудовлетворительного технического состояния в соответствии с актами технического освидетельствования от 03.02.2016 и от 21.05.2018 рекомендуется выполнение мероприятий по реновации оборудования ПС 110 кВ Северная с разделением мероприятий на два титула.

2. Реконструкция ПС 110 кВ III Подъем.

ПС III Подъём введена в эксплуатацию в 1971 году, территориально расположена в Шпаковском районе и снабжает электроэнергией насосные станции, обеспечивающие водоснабжение города Ставрополь и Шпаковского района. При нормативном сроке эксплуатации основного оборудования ПС 25 лет, данное оборудование находится в работе 47 лет. В результате длительного срока работы основное оборудование выработало свой эксплуатационный ресурс, такое состояние оборудования негативно сказывается на надежности электроснабжения. Кроме того, в настоящее время отсутствуют производители запасных частей к основному оборудованию 110, 35 и 10 кВ, установленному на ПС.

На основании акта ТО от 21.05.2018 и в связи с высокими требованиями надежности в части электроснабжения насосных станций системы водоснабжения краевого центра, а также в связи значительным физическим и моральным износом основного оборудования РУ-110 кВ и РУ-6 кВ, предлагается предусмотреть замену оборудования, индекс технического состояния которого наиболее низкий. Реализация данного мероприятия позволит повысить надёжность электроснабжения системы Сенгилеевского водозабора для водоснабжения г. Ставрополя, Шпаковского района и существующих объектов внешнего электроснабжения этой системы.

3. Реконструкция ПС 110 кВ Прибрежная.

ПС Прибрежная введена в эксплуатацию в 1983 году, территориально расположена в Шпаковском районе и снабжает электроэнергией энергообъекты обеспечивающие водоснабжение города Ставрополь и Шпаковского района. При нормативном сроке эксплуатации основного оборудования 25 лет, часть данного оборудования находится в работе 47 лет. В результате длительного срока работы основное оборудование выработало свой эксплуатационный ресурс - физически и морально устарело, такое состояние оборудования негативно сказывается на надежности электроснабжения существующей системы водоснабжения города Ставрополь и Шпаковского района. Исходя из технического состояния оборудования на ПС, а также на основании акта ТО от 21.05.2018 предлагается предусмотреть замену оборудования РУ-110 кВ и РУ-6 кВ, индекс технического состояния которого наиболее низкий. Реализация данного мероприятия в купе с реконструкцией ПС 110 кВ III Подъем позволит повысить надёжность электроснабжения системы Сенгилеевского водозабора для водоснабжения г. Ставрополя, Шпаковского района и существующих объектов внешнего электроснабжения этой системы.

4. Реконструкция ПС 110 кВ Промышленная.

ПС Промышленная введена в эксплуатацию в 1963 году, территориально расположена в городе Ставрополь и снабжает электроэнергией промышленную зону в северо-восточном районе города, а также потребителей прилегающего Шпаковского района. При нормативном сроке эксплуатации основного оборудования ПС 25 лет, данное оборудование находится в работе 55 лет. В результате длительного срока работы основное оборудование выработало свой эксплуатационный ресурс - физически устарело, такое состояние оборудования негативно сказывается на надежности электроснабжения. В настоящее время отсутствуют производители запасных частей к основному оборудованию 110, 10 и 6 кВ, установленному на ПС.

Кроме того, письмом от 19.06.2017 N 01-2978 министерством энергетики, промышленности и связи Ставропольского края сообщается о необходимости проведения мероприятий по реконструкции компенсирующих устройств и их аппаратов управления, установленных на питающих центрах Ставропольэнерго. На основании этого планируется замена существующих и монтаж дополнительных дугогасящих катушек на ПС Промышленная.

Средний индекс технического состояния оборудования ПС, входящего в объемы реконструкции, составляет - 36,15. Исходя из технического состояния оборудования на ПС, а также на основании акта ТО от 21.05.2018 предлагается предусмотреть замену оборудования РУ-110 кВ и РУ-6 кВ, индекс технического состояния которого наиболее низкий. По условию неудовлетворительного технического состояния рекомендуется выполнение мероприятий по реновации оборудования ПС 110 кВ Промышленная.

5. Реконструкция ВЛ 110 кВ Западная - Центральная (Л-131), реконструкция ВЛ 110 кВ Западная - Лесная (Л-17), реконструкция ВЛ 110 кВ Западная - Северная (Л-16).

ВЛ-110 кВ Западная - Центральная (Л-131) введена в эксплуатацию в 1989 году, территориально расположена в городе Ставрополь. Протяженность ВЛ - 4,9 км.

ВЛ-110 кВ Западная - Лесная (Л-17) введена в эксплуатацию в 1967 году, территориально расположена в городе Ставрополь. Протяженность ВЛ - 4,25 км.

ВЛ-110 кВ Западная - Северная (Л-16) введена в эксплуатацию в 1967 году, территориально расположена в городе Ставрополь. Протяженность ВЛ - 7,6 км.

В соответствии с решением Ставропольской городской Думы от 23 августа 2017 года N 127 в редакции от 12.12.2018 года "Об утверждении Правил благоустройства территории муниципального образования города Ставрополя Ставропольского края" создание (реконструкция) инженерных коммуникаций всех видов должно осуществляться в подземном исполнении, за исключением случаев отсутствия технической возможности и прокладки инженерных коммуникаций через участки со сложными геологическими особенностями (оползни, агрессивные грунтовые воды, скальные основания).

При проведении обследования трассы указанных ВЛ и определении её технического состояния выявлено следующее:

- ВЛ 110 кВ Л-131 проходит от ПС Западная совместным подвесом на участке опор N 1-3 с ВЛ 110 кВ Л-17 по парковой зоне с высокими деревьями и массовым посещением людей, далее ВЛ проходит над территорией СОУ лицей N 16, над капитальными гаражами, далее ВЛ проходит по площади 200-летия г. Ставрополя, где проходят частые мероприятия со многочисленным скоплением людей. Далее ВЛ проходит по Ботаническому саду, где вырубка деревьев под проводами невозможна, т.к. многие насаждения находятся в Красной книге. ВЛ пересекает улицы и переулки с интенсивным движением автотранспорта и пешеходов, над проездами, парковками и пешеходными дорожками. ВЛ проходит в особо гололедном районе, в ОЗП проводятся частые плавки гололеда. Защиты населения от травмирования и автотранспорта от повреждений при сбросе гололедных отложений (зачастую чистого льда), а также обрывов проводов в аварийных случаях - нет.

- ВЛ 110 кВ Л-17 выходит от ПС Западная совместным подвесом с Л-16 по всей трассе до ПС Лесная по плотно застроенному району г. Ставрополя. Начало трассы - это участок, проходящий по парковой зоне с высокими деревьями и массовым посещением людей, далее ВЛ проходят над территорией СОУ лицея N 16, над капитальными гаражами, над частным сектором с дворами, хозпостройками и домами. ВЛ пересекают ул. Ленина, просп. Кулакова, другие улицы и переулки с интенсивным движением автотранспорта и пешеходов, также трасса проходит вблизи множества торгово-офисных коммерческих, а также ведомственных государственных организаций, над проездами, парковками и пешеходными дорожками, над проездом, проходом и парковкой 3-й городской больницы. ВЛ проходят в особо гололедном районе, в ОЗП проводятся частые плавки гололеда. Защиты населения от травмирования и автотранспорта от повреждений при сбросе гололедных отложений (зачастую чистого льда), а также обрывов проводов в аварийных случаях - нет.

- ВЛ 110 кВ Л-16 выходит от ПС Западная совместным подвесом с Л-17 по всей трассе до ПС Лесная по плотно застроенному району г. Ставрополя. Начало трассы - это участок, проходящий по парковой зоне с высокими деревьями и массовым посещением людей, далее ВЛ проходят над территорией СОУ лицея N 16, над капитальными гаражами, над частным сектором с дворами, хозпостройками и домами. ВЛ пересекают ул. Ленина, просп. Кулакова, другие улицы и переулки с интенсивным движением автотранспорта и пешеходов, также трасса проходит вблизи множества торгово-офисных коммерческих, а также ведомственных государственных организаций, над проездами, парковками и пешеходными дорожками, над проездом, проходом и парковкой 3-й городской больницы. ВЛ проходят в особо гололедном районе, в ОЗП проводятся частые плавки гололеда. Защиты населения от травмирования и автотранспорта от повреждений при сбросе гололедных отложений (зачастую чистого льда), а также обрывов проводов в аварийных случаях - нет.

На основании вышеизложенного, а также на основании актов ТО от 26.02.2018 и от 27.02.2018 предлагается предусмотреть реконструкцию указанных ВЛ 110 кВ с выносом из зоны застроек с соблюдением требований Постановления Правительства РФ N 160 от 24.02.2009, либо рассмотреть возможность перевода ВЛ в кабельное исполнение.

5.3.3. Производственное сетевое подразделение "Прикумские электрические сети".

Расчетная нагрузка энергорайона в 2024 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.

В соответствии с утвержденными ТУ от 02.10.2018 на ТП энергопринимающих устройств ООО "Ставролен" к электрическим сетям ООО "ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго" (ДТП N 21/ЛСЭ от 31.01.2019) в 2019 году планируется сооружение РП 110 кВ Ставролен с заходами ВЛ 110 кВ Прикумск - ГПП (Л-212, Л-213) и строительством ВЛ 110 кВ Буденновская ТЭС - Ставролен I, II цепь.

Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в период до 2024 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 NАП-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.

Учитывая данные обстоятельства на 2022 год запланирована реконструкция Л-123/Л-124 с выносом из зоны затопления и перезаводом ВЛ с ПС 110 кВ Затеречная на ПС 110 кВ Нефтекумск путём строительством нового участка ВЛ протяженностью 17,05 км и устройством двух линейных ячеек 110 кВ на ПС 110 кВ Нефтекумск.

Также проверкой центра технического надзора РУТН Северного Кавказа Участок установлено, что участок опор N 180-N190 ВЛ 110 кВ Зеленокумск - Прикумск (Л-165) находится в зоне заболоченного участка почвы. На указанном участке высокий уровень подпочвенных вод из-за близкого расположения водоемов, опоры круглогодично подтоплены. Высокий уровень воды не позволяет персоналу ПЭС эксплуатировать и проводить ремонтные работы данного участка в полном объеме (производить замену стоек опор). Бетонные стойки опор типа СК-22 установленные на данном участке опор не имеют гидроизоляции и не рассчитаны на эксплуатацию в водной среде. Актом-предписанием РУТН NАП-Ц-063/16-ЦП от 04.03.2016 проработать вопрос о выносе участка подтопленных опор ВЛ из зоны затопления с заменой аварийных опор. Вынос указанного участка Л-165 предусматривается выполнить в 2022 году.

Далее в работе приведен анализ загрузки трансформаторов на ПС Ачикулак.

На подстанции установлены два силовых трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 10 и 6,3 МВА, (находятся в эксплуатации с 1983 и 1985 годов, срок их эксплуатации соответственно составляет 36 и 34 года). Максимальная нагрузка подстанции в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 21.12.2016 и составила 12,24 МВА (194,29% от номинальной мощности 6,3 МВА в схеме n-1). При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла 0°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 115% от номинальной мощности (таблица 1) и аварийная перегрузка трансформаторов до 170% от номинальной мощности в течении 1 минуты при температуре 0 °C (таблица 5). Согласно данным филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" возможен перевод части нагрузки с ПС 110 кВ Ачикулак по ВЛ 35 кВ Л-556 на ПС 110 кВ Терская в объёме 2,5 МВА и по ВЛ 35 кВ Л-549 на ПС 110 кВ Левокумская 1,5 МВА нагрузки за 2 часа, при этом загрузка оставшегося в работе трансформатора с учётом перевода нагрузки составит 131%. Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора (115%) необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 0,92 МВт (0,99 МВА). Для недопущения отключения нагрузки, в случае перегрузки оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1, рекомендуется техперевооружение ПС 110 кВ Ачикулак с заменой существующего трансформатора Т-2 6,3 МВА на трансформатор 10 МВА.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Ачикулак с учётом заключённых договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учётом Ксовм, Кнесовп

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

S макс, МВА

К макс, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

К макс ту, %

110/35/10

1х10 и 1х6,3

12,24

194,29

1,9

2,24

14,48

230

4

166

2,5 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Терская; 1,5 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Левокумская

120 минут

К ПС согласно заключённым договорам на ТП планируется присоединение 17 потребителей заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 0,5 МВт (0,6 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 0,48 МВА.

Согласно ТУ N 414 от 10.06.2014 с изменениями от 06.09.2016 по договору NД-2-14-0573 от 24.11.2014 и дополнительному соглашению N 1 к ДТП от 29.03.2017 в 2022 году планируется присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Ставропольнефтегаз" мощностью 1,9 МВт (2,2 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 1,76 МВА. С учётом реализации техприсоединения указанных потребителей нагрузка ПС Ачикулак увеличится на 2,24 МВА и составит 14,48 МВА, что составляет 230% в схеме n-1 от номинальной мощности (6,3 МВА) оставшегося в работе трансформатора.

В случае реализации техперевооружения ПС 110 кВ Ачикулак с заменой существующего трансформатора Т-2 6,3 МВА на 10 МВА загрузка оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 составит 145% от номинальной мощности (10 МВА). С учётом перевода 4 МВА нагрузка оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 составит 10,5 МВА, что составит 105% от номинальной нагрузки трансформатора.

Необходимо отметить, что согласно ТУ на ТП N 414 от 10.06.2014 энергопринимающих устройств ООО "РН-Ставропольнефтегаз" планируется реконструкция ПС 110 кВ Ачикулак с заменой существующего трансформатора Т-2 6,3 МВА на 10 МВА.

Рекомендуется на этапе 2022 года выполнить техперевооружение ПС 110 кВ Ачикулак с заменой существующего трансформатора Т-2 6,3 МВА на 10 МВА по причине его аварийной перегрузки в схеме n-1 в существующем режиме электрической сети, а также по причине необходимости реализации обязательств ПАО "МРСК Северного Кавказа" по технологическому присоединению энергопринимающих устройств ООО "РН-Ставропольнефтегаз" в соответствии с ТУ N 414 от 10.06.2014. Инвестиционной программой ПАО "МРСК Северного Кавказа" не предусмотрено выполнение данного мероприятия. Окончательное решение о сроках выполнения данного мероприятия будет принято при очередной корректировке инвестиционной программы ПАО "МРСК Северного Кавказа".

Далее приведен анализ загрузки трансформаторов на ПС 110 кВ Левокумская.

На подстанции установлены два силовых трансформатора 110/35/10 кВ мощностью Т-1 10 МВА и Т-2 6,3 МВА (находятся в эксплуатации с 1978 года, срок их эксплуатации составляет 41 год). Максимальная нагрузка подстанции в период летнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 21.06.2017 и составила 9,35 МВА (148,41% от номинальной мощности 6,3 МВА в схеме n-1). При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла +30°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 91% от номинальной мощности (таблица 1) и аварийная перегрузка трансформаторов до 150% от номинальной мощности в течении 5 минут при температуре +30 °C (таблица 5). Согласно данным филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" нет возможности перевода части нагрузки на соседние ЦП в связи с недопустимым снижением напряжения в ремонтной схеме. Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора (91%) необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 3,36 МВт (3,62 МВА). Для недопущения отключения нагрузки, в случае перегрузки оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1, рекомендуется техперевооружение ПС 110 кВ Левокумская с заменой существующего трансформатора Т-2 6,3 МВА на 10 МВА.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Левокумская с учётом заключённых договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учётом Ксовм, Кнесовп

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

S макс, МВА

К макс, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

К макс ту, %

110/35/10

1х10 и 1х6,3

9,35

148,41

1,71

1,85

11,2

178

0

178

Нет возможности

Недопустимое снижение напряжения в ремонтной схеме

К ПС согласно заключённым договорам на ТП планируется присоединение 16 потребителей заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 0,33 МВт (0,4 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 0,31 МВА. Также согласно ТУ на ТП N 414 от 10.06.2014 с изменениями от 06.09.2016 (Договор ТП N Д-2-14-0573 от 24.11.2014, доп. соглашение N 1 от 29.03.2017) в 2022 году планируется присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Ставропольнефтегаз" к ПС 110 кВ Левокумская (сооружение ПС 35 кВ Подсолнечная) мощностью 1,90 МВт (2,05 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 1,54 МВА. С учётом реализации техприсоединения указанных потребителей нагрузка ПС увеличится на 1,85 МВА и составит 11,2 МВА, что составит 178% в схеме n-1 от номинальной мощности (6,3 МВА) оставшегося в работе трансформатора. В случае реализации техперевооружения ПС 110 кВ Левокумская с заменой существующего трансформатора Т-2 6,3 МВА на 10 МВА загрузка оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 составит 112% от номинальной мощности (10 МВА), что допустимо при длительной перегрузке трансформаторов до 115% от номинальной мощности при температуре +30°C.

Необходимо отметить, что в ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "РН-Ставропольнефтегаз" отсутствует требование по замене существующего трансформатора Т-2 6,3 МВА на 10 МВА.

Рекомендуется выполнить техперевооружение ПС 110 кВ Левокумская на этапе 2019 года с заменой существующего трансформатора Т-2 6,3 МВА на 10 МВА по причине его аварийной перегрузки в схеме n-1 в существующем режиме электрической сети. В виду отсутствия источников финансирования реализация данного мероприятия запланирована на 2023 год. Инвестиционной программой ПАО "МРСК Северного Кавказа" не предусмотрено выполнение данного мероприятия. Окончательное решение о сроках выполнения данного мероприятия будет принято при очередной корректировке инвестиционной программы ПАО "МРСК Северного Кавказа".

Далее приведен анализ загрузки ПС 110 кВ Красный Октябрь.

На подстанции установлен один силовой трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА, (находится в эксплуатации с 1994 года, срок его эксплуатации составляет 24 года). Максимальная нагрузка подстанции в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 21.12.2016 и составила 2,49 МВА (39,5% от номинальной мощности трансформатора 6,3 МВА). При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла 0°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 125% от номинальной мощности (таблица 1). Увеличение трансформаторной мощности не требуется.

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Суммарная мощность по ДТП

Мощность по ДТП с учётом Ксовм, Кнесовп

Загрузка трансформатора ЦП с учётом ДТП

Загрузка трансформатора ЦП с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформатора ЦП с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

S макс, МВА

К макс, %

P, МВт

S, МВА

P, МВт

S, МВА

S, МВА

К макс ту, %

110/10

1х6,3

2,49

39,52

5,54

6,5

5,01

5,89

8,38

133

0

133

Нет возможности

Отсутствие связей с другими ЦП

К ПС согласно заключённым договорам на ТП планируется присоединение 24 потребителей заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 0,54 МВт (0,64 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 0,58 МВА. Так же согласно ТУ на ТП N 736 от 08.09.2017 (Договор ТП N 452/2017 от 18.10.2017) планируется присоединение энергопринимающих устройств ООО Агрокомплекс "Восточный" мощностью 5,00 МВт (5,9 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 5,31 МВА. С учётом реализации техприсоединения указанных потребителей нагрузка ПС увеличится на 5,89 МВА и составит 8,38 МВА, что составляет 133% номинальной мощности (6,3 МВА) трансформатора. Согласно данным филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" нет возможности перевести часть нагрузки с ПС 110 кВ Красный Октябрь на ближайшие центры питания в связи с отсутствием связей с другими центрами питания. Для обеспечения категорийности электроснабжения энергопринимающих устройств ООО Агрокомплекс "Восточный" необходима установка второго трансформатора и сооружение второй ВЛ 110 кВ. В утверждённых ТУ на ТП N 736 от 08.09.2017 предусмотрена реконструкция ПС 110 кВ Красный Октябрь с заменой существующего трансформатора Т-1 6,3 МВА на 10 МВА, установкой второго трансформатора Т-2 мощностью 10 МВА, приведением ОРУ 110 кВ к типовой схеме 110-5АН и сооружением ВЛ 110 кВ протяжённостью 1 км проводом АС-120 от ВЛ 110 кВ Покойная - Левокумская с отпайкой на ПС Красный Октябрь с образованием схемы "заход-выход" на ПС 110 кВ Красный Октябрь. Согласно данным ПАО "МРСК Северного Кавказа" выполнение мероприятий по реконструкции ПС 110 кВ Красный Октябрь запланировано на 2021 год.

Рекомендуется на этапе 2021 года выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Красный Октябрь с заменой существующего трансформатора Т-1 6,3 МВА на 10 МВА, установкой второго трансформатора Т-2 мощностью 10 МВА, приведением ОРУ 110 кВ к типовой схеме 110-5АН и сооружением ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Покойная - Левокумская с отпайкой на ПС Красный Октябрь с образованием схемы "заход-выход" на ПС 110 кВ Красный Октябрь по причине необходимости реализации обязательств ПАО "МРСК Северного Кавказа" по технологическому присоединению энергопринимающих устройств ООО Агрокомплекс "Восточный" в соответствии с ТУ N 736 от 08.09.2017. Инвестиционной программой ПАО "МРСК Северного Кавказа" предусмотрено выполнение данного мероприятия в 2021 году.

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

- на основании акта ТО от 21.05.2018 ПС 110 кВ Нефтекумск с заменой существующего основного оборудования ОРУ-110 кВ;

- ВЛ 110 кВ Л-277 Левокумская - Нефтекумск с частичной заменой опор, провода (без увеличения сечения), изоляторов (акт технического освидетельствования от 18.09.17 прилагается).

5.3.4. Производственное сетевое подразделение "Светлоградские электрические сети".

Расчетная нагрузка энергорайона в 2024 году составит 106,4 МВт.

Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в период до 2024 года 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 (без увеличения сечения), изоляторов (акт технического освидетельствования от 29.01.16 прилагается);

- реконструкция ВЛ 110 кВ Благодарная 330 - Благодарная (Л-255) с заменой опор, провода (без увеличения сечения), изоляторов (акт технического освидетельствования от 22.07.2015 прилагается).

5.3.5. Производственное сетевое подразделение "Новотроицкие электрические сети".

Расчетная нагрузка энергорайона в 2024 году составит 102,7 МВт.

Ниже приведен анализ загрузки силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Красногвардейская.

На подстанции установлены два силовых трансформатора 110/35/10 кВ мощностью по 10 МВА (находятся в эксплуатации с 1970 и 1980 годов, срок их эксплуатации соответственно составляет 49 и 39 лет). Максимальная нагрузка подстанции в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 19.12.2018 и составила 11,93 МВА (119,3% от номинальной мощности 10 МВА в схеме n-1). При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла - 0°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 115% от номинальной мощности (таблица 1) и аварийная перегрузка трансформаторов до 130% от номинальной мощности в течении 24 часов при температуре 0 °C (таблица 5). Согласно данным филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" возможен перевод части нагрузки по ВЛ 35 кВ Л-644 на ПС 110 кВ Баклановская в объёме 1,3 МВА за 60 минут. При этом нагрузка оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 составит 10,63 МВА, что составляет 106,3% от номинальной нагрузки трансформатора. Таким образом не выявлено превышение длительно допустимой нагрузки трансформатора (115%) с учётом перевода нагрузки на соседние ЦП. Увеличение трансформаторной мощности не требуется.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Красногвардейская с учётом заключённых договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учётом Ксовм, Кнесовп

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

S макс, МВА

К макс, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

К макс ту, %

110/35/10

2x10

11,93

119,30

8,24

9,69

21,62

216,2

1,3

203,2

ВЛ 35 кВ Л-644 1,3 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Баклановская

60 минут

К ПС согласно заключённым договорам на ТП планируется присоединение 5 потребителей заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 0,894 МВт (1,05 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 0,84 МВА.

В соответствии с ТУ на ТП N 10808/2019/СТВ/НЭС/КРЭС от 26.08.2019 к ПС 110 кВ Красногвардейская в 2021 году планируется присоединение энергопринимающих устройств ООО "Экопродукт" в объёме 8 МВт (9,41 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 8,85 МВА. При этом, прирост нагрузки на ПС 110 кВ Красногвардейская достигнет 9,69 МВА, то есть нагрузка ЦП составит 21,62 МВА (216,2% от номинальной мощности 10 МВА в схеме n-1). При переводе части нагрузки по ВЛ 35 кВ Л-644 на ПС 110 кВ Баклановская в объёме 1,3 МВА загрузка ЦП составит 20,32 МВА (203,2% от номинальной мощности 10 МВА в схеме n-1), при этом допускается аварийная перегрузка трансформаторов до 170% от номинальной мощности в течении 20 секунд при температуре 0 °C (таблица 5 требований к перегрузочной способности). Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора (115%) необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 7,5 МВт (8,8 МВА). Для недопущения отключения нагрузки, в случае перегрузки оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1, необходима реконструкция ПС 110 кВ Красногвардейская с заменой существующих трансформаторов 2х10 МВА на трансформаторы 2х25 МВА, т.к. при установке трансформаторов по 16 МВА их загрузка в схеме n-1 составит 20,32 МВА (127%), что превышает их допустимую длительную перегрузку 125%.

В рамках выполнения ТУ на ТП N 10808/2019/СТВ/НЭС/КРЭС от 26.08.2019 года предусмотрена реконструкция ПС 110 кВ Красногвардейская с заменой существующих трансформаторов Т-1 и Т-2 2х10 МВА на 2х25 МВА.

Рекомендуется на этапе 2021 года выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Красногвардейская с заменой существующих трансформаторов Т-1 и Т-2 2х10 МВА на 2х25 МВА по причине необходимости реализации обязательств ПАО "МРСК Северного Кавказа" по технологическому присоединению энергопринимающих устройств ООО "Экопродукт" в соответствии с ТУ N 10808/2019/СТВ/НЭС/КРЭС от 26.08.2019. Окончательное решение о сроках выполнения данного мероприятия будет принято при очередной корректировке инвестиционной программы ПАО "МРСК Северного Кавказа".

На основании акта ТО от 25.07.2015 на этапе 2022 года предусматривается выполнить реконструкцию ПС Красногвардейская с заменой оборудования 110, 10 кВ, а также средств РЗА и ТМ.

Далее приведен анализ загрузки силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Новоалександровская.

На подстанции установлены два силовых трансформатора 110/35/10 кВ мощностью по 16 МВА (находятся в эксплуатации с 1979 и 1966 годов, срок их эксплуатации соответственно составляет 50 и 53 года). Максимальная нагрузка подстанции в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 19.12.2018 и составила 18,89 МВА (118% от номинальной мощности 16 МВА в схеме n-1). При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла 0°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 115% от номинальной мощности (таблица 1) и аварийная перегрузка трансформаторов до 130% от номинальной мощности в течении 24 часов при температуре 0 °C (таблица 5). Согласно данным филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" возможен перевод части нагрузки по ВЛ 35 кВ Л-641 на ПС 110 кВ Светлая в объёме 2,3 МВА за 60 минут. При этом нагрузка оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 составит 16,59 МВА, что составляет 103,7% от номинальной нагрузки трансформатора. Таким образом не выявлено превышение длительно допустимой нагрузки трансформатора (115%) с учётом перевода нагрузки на соседние ЦП. Увеличение трансформаторной мощности не требуется.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Новоалександровская с учётом заключённых договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учётом Ксовм, Кнесовп

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

S макс, МВА

К макс, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

К макс ту, %

110/35/10

2x16

18,89

118

5,91

6,95

25,8

161

2,3

147

ВЛ 35 кВ Л-641 2,3 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Светлая

60 минут

К ПС согласно заключённым договорам на ТП планируется присоединение 10 потребителей с заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 2,58 МВт (3,04 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 2,43 МВА.

В соответствии с ТУ на ТП N 10811/2019/СТВ/НЭС/НРЭС от 19.08.2019 к ПС 110 кВ Новоалександровская в 2021 году планируется присоединение энергопринимающих устройств ООО "Агро-плюс" в объёме 4,8 МВт (5,65 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 4,52 МВА.

С учётом реализации техприсоединения указанных потребителей нагрузка ПС увеличится на 6,95 МВА и составит 24,7 МВА (154% от номинальной мощности 16 МВА в схеме n-1). При переводе части нагрузки в объёме 2,3 МВА загрузка ЦП составит 23,5 МВА (147% от номинальной мощности 16 МВА в схеме n-1), при этом допускается аварийная перегрузка трансформаторов до 150% от номинальной мощности в течении 1 часа при температуре 0 °C (таблица 5 требований к перегрузочной способности). Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора (115%) необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 11,5 МВт (13,6 МВА).

В рамках выполнения ТУ на ТП N 10811/2019/СТВ/НЭС/НРЭС от 19.08.2019 года предусмотрено техперевооружение ПС 110 кВ Новоалександровская с заменой существующих трансформаторов Т-1 и Т-2 2х16 МВА на 2х25 МВА.

Рекомендуется на этапе 2021 года выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Новоалександровская с заменой существующих трансформаторов Т-1 и Т-2 2х16 МВА на 2х25 МВА по причине необходимости реализации обязательств ПАО "МРСК Северного Кавказа" по технологическому присоединению энергопринимающих устройств ООО "Агро-плюс" в соответствии с ТУ N 10811/2019/СТВ/НЭС/НРЭС от 19.08.2019. Окончательное решение о сроках выполнения данного мероприятия будет принято при очередной корректировке инвестиционной программы ПАО "МРСК Северного Кавказа".

На основании акта ТО от 20.04.2018 на этапе 2022 года предусматривается выполнить реконструкцию ПС Новоалександровская с заменой оборудования 110, 10 кВ, а также средств РЗА и ТМ.

Кроме того, в плане реализации инвестиционной программы ПАО "МРСК Северного Кавказа" предусматривается:

- на основании акта ТО от 25.12.2015 в 2021 году 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 в 2021 году ВЛ 110 кВ Ставропольская ГРЭС - Междуреченская (Л-120) с частичной заменой опор, проводов (без увеличения сечения), изоляторов и грозощитного троса в полном объеме (акт технического освидетельствования от 02.02.2018 прилагается).

5.3.6. Производственное сетевое подразделение "Восточные электрические сети".

Расчетная нагрузка энергорайона в 2024 году составит 130,2 МВт.

Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в период до 2024 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 ТУ407р от 03.07.2014 года с изменениями от 16.09.2016 (Договор ТП N 419/2014 от 26.09.2014) в 2020 году предусматривается реконструкция ПС 110 кВ Полимер с заменой трансформатора мощностью 10 МВА на трансформатор 16 МВА.

На подстанции Полимер установлены два силовых трансформатора 110/10 кВ мощностью 10 и 16 МВА (находятся в эксплуатации с 2009 и 1984 годов, срок их эксплуатации соответственно составляет 10 и 35 лет). Максимальная нагрузка подстанции в период летнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 20.06.2018 и составила 8,16 МВА (81,6% от номинальной мощности в схеме n-1). При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла +30°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 91% от номинальной мощности (таблица 1). Увеличение трансформаторной мощности не требуется.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Полимер с учётом заключённых договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учётом Ксовм, Кнесовп

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

S макс, МВА

К макс, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

К макс ту, %

110/10

1х10 и 1х16

8,16

81,60

7,2

7,8

15,9

159

0

159

Нет возможности

Отсутствие связей с другими ЦП

К ПС согласно заключённым договорам на ТП планируется присоединение 12 потребителей заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 2,06 МВт (2,4 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 1,9 МВА. Так же согласно ТУ на ТП N 407р от 03.07.2014 с изменениями от 16.09.2016 (Договор ТП N 419/2014 от 26.09.2014) в 2020 году планируется присоединение энергопринимающих устройств ООО "Георгиевский комбинат строительных материалов" в г. Георгиевске мощностью 7,40 МВт (7,97 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 5,92 МВА. С учётом реализации техприсоединения указанных потребителей нагрузка ПС увеличится на 7,8 МВА и составит 15,9 МВА, что составляет 159% в схеме n-1 от номинальной мощности (10 МВА) оставшегося в работе трансформатора при этом допускается аварийная перегрузка трансформаторов до 170% от номинальной мощности в течении 1 минуты при температуре 30 °C (таблица 5 требований к перегрузочной способности). Согласно данным филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" нет возможности перевести часть нагрузки с ПС 110 кВ Полимер на ближайшие центры питания в связи с отсутствием связей с другими центрами питания. Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора (91%) необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 6,3 МВт (6,8 МВА).

В утверждённых ТУ на ТП N 407р от 03.07.2014 с изменениями от 16.09.2016 указана реконструкция ПС 110 кВ Полимер с заменой существующего трансформатора Т-1 10 МВА на 16 МВА.

Рекомендуется выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Полимер с заменой существующего трансформатора Т-1 10 МВА на 16 МВА на этапе 2019 года по причине необходимости реализации обязательств ПАО "МРСК Северного Кавказа" по технологическому присоединению энергопринимающих устройств ООО "Георгиевский комбинат строительных материалов" в соответствии с ТУ N 407р от 03.07.2014 с изменениями от 16.09.2016. Инвестиционной программой ПАО "МРСК Северного Кавказа" предусмотрено выполнение данного мероприятия в 2019 году.

В 2022 году на основании акта ТО от 06.12.2017 планируется реконструкция ПС 110 кВ Новопавловская-2 с заменой оборудования 110 и 10 кВ. Кроме того, в соответствии с решениями проектной документации по титулу "Комплексная реконструкция ПС 330 кВ Прохладная") планируется реконструкция средств РЗА ВЛ 110 кВ Новопавловская-2 - Прохладная-2 (Л-36).

В 2022 году на основании акта ТО от 06.12.2017 планируется реконструкция ПС 110 кВ Лысогорская с заменой ОД и КЗ на выключатели ВЭБ-110, существующих разъединителей на РГ-110 с электроприводом, шкафов РЗА, шкафов обогрева и др. в ОРУ-110кВ.

Далее приведен анализ загрузки трансформаторов на ПС Лысогорская.

На подстанции Лысогорская установлены два силовых трансформатора 110/10 кВ мощностью 2,5 и 6,3 МВА (находятся в эксплуатации с 1973 и 1986 годов, срок их эксплуатации соответственно составляет 46 и 33 года). Максимальная нагрузка подстанции в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 21.12.2016 и составила 3,05 МВА (122% от номинальной мощности 2,5 МВА в схеме n-1). На основании п. 2 Приложения 2 к приказу Минэнерго России N 81 от 08.02.2019 года допускается длительная перегрузка трансформаторов до 105%. Согласно данным филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" нет возможности перевода части нагрузки на соседние ЦП в связи с отсутствием связей с другими ЦП. Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 0,4 МВт (0,42 МВА). Для недопущения отключения нагрузки, в случае перегрузки оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 рекомендуется выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Лысогорская с заменой существующего трансформатора Т-1 2,5 МВА на трансформатор 4 МВА.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Лысогорская с учётом заключённых договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учётом Ксовм, Кнесовп

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, МВА

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

S макс, МВА

К макс, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

К макс ту, %

110/10

1х2,5 и 1х6,3

3,05

122

0,16

0,17

3,22

129

0

129

Нет возможности

Отсутствие связей с другими ЦП

К ПС согласно заключённым договорам на ТП планируется присоединение 26 потребителей заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 0,18 МВт (0,2 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 0,17 МВА. С учётом реализации техприсоединения указанных потребителей нагрузка ПС составит 3,22 МВА, что составляет 129% в схеме n-1 от номинальной мощности (2,5 МВА) оставшегося в работе трансформатора. Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 0,55 МВт (0,59 МВА).

В случае техперевооружения ПС 110 кВ Лысогорская с заменой существующего трансформатора Т-1 на трансформатор 4 МВА загрузка оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 составит 81% от номинальной мощности (4 МВА), что не превышает длительно допустимой нагрузки трансформатора (105%).

Рекомендуется выполнить техперевооружение ПС 110 кВ Лысогорская с заменой существующего трансформатора Т-1 2,5 МВА на трансформатор 4 МВА на этапе 2019 года по причине аварийной перегрузки Т-1 в схеме n-1 в существующем режиме электрической сети. В связи с отсутствием источников финансирования инвестиционной программой ПАО "МРСК Северного Кавказа" выполнение данного мероприятия запланировано на 2022 год.

Отсутствие полукомплекта ДФЗ ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Ростовановская (Л-90) на ПС 110 кВ Ростовановская не позволит ввести в работу функцию ДФЗ на ПС 330 кВ Прохладная-2. В целях синхронизации инвестиционных программ ПАО "МРСК Северного Кавказа" и филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга в 2022 году планируется техперевооружение средств РЗА ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Ростовановская (Л-90) на ПС 110 кВ Ростовановская в соответствии с решениями проектной документации по титулу "Комплексная реконструкция ПС 330 кВ Прохладная").

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.

Пилотным проектом строительства по технологии цифровой ПС в соответствии с утвержденным ЗП является титул "Расширение ПС 35/10 кВ Аэропорт с переводом ПС на напряжение 110 кВ с установкой 2-х трансформаторов по 25 МВА и устройством заходов ВЛ 110 кВ" в Шпаковском районе.

5.4. Предварительные рекомендации по схемам выдачи мощности ВИЭ намечаемых к строительству в период до 2024 года.

Развитие ВИЭ на территории Ставропольского края принято в соответствии с проектом "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2019 - 2025 годы".

Солнечные электростанции.

В соответствии с СиПР ЕЭС России 2019-2025, а также на основании утвержденных ТУ N 620р от 30.01.2017 с изменениями от 18.10.2018, от 18.01.2019 и от 30.04.2019 ООО "Солар Системс" в 2019 году планирует ввод следующих проектов ВИЭ: СЭС Ташла, СЭС Калиновка, СЭС Грачевка, СЭС Красная с установленной мощностью 12,5 МВт каждая, а также третьей, пятой и шестой очередей Старомарьевской СЭС установленной мощностью 25, 10 и 15 МВт соответственно. Выдачу мощности СЭС предусматривается осуществлять через повышающую ПС 10/110 кВ с подключением к ВЛ 110 кВ Л-140 Ставрополь - Промкомплекс с отпайкой на ПС Птицепром по схеме "заход-выход".

Ветровые электростанции.

В соответствии с СиПР ЕЭС России 2019 - 2025 гг., а также на основании утвержденных ТУ от 24.08.2018 с изменениями от 05.12.2018 АО "ВетроОГК" планирует строительство и ввод в 2019 году Кочубеевской ВЭС установленной мощностью 210 МВт. Выдачу мощности ВЭС предусматривается осуществлять на напряжении 330 кВ, для чего в соответствии с ТУ планируется строительство ПС 330 кВ Барсуки с установкой двух трансформаторов 330/35 кВ мощностью по 125 МВА каждый, а также строительство двух ЛЭП 330 кВ Невинномысск - Барсуки I, II цепь.

В соответствии с СиПР ЕЭС России 2019 - 2025 гг. ООО "Ветропарки ФРВ" планирует строительство и ввод в 2020 году ветропарка ФРВ N 19 и ветропарка ФРВ N 20 установленной мощностью 32 МВт каждый, а также ввод в 2023 году ветропарка ФРВ N 78 установленной мощностью 38,7 МВт. Необходимые мероприятия для присоединения ветропарков к электрическим сетям будут определены техническими условиями на технологическое присоединение после разработки и согласования схем выдачи мощности ВЭС.

6. Анализ режимов работы электрических сетей 110 кв и выше

6.1 Расчетные условия

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

- выбора схемы сети и параметров её 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 2019 - 2025 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 Ставропольского края, а именно:

2019 г. - ввод ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок; ввод ПС 330 кВ Солнечный Дар (2 этап), ПС 110 кВ Интер-Юг, ПС 110 кВ Ефимовская, ПС 110 кВ Луч, ввод Кочубеевской ВЭС и СЭС ООО "Солар Системс";

2022 г. - ввод объектов РИТ-Парка в г. Невинномысск;

2024 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 расчётов:

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

Рассматриваемый период (год)	Расчетный режим	Потребление, МВт
2019	ЗРД МАКС	1724
	ЗРД МИН	1270
	ЛРД МАКС	1542
	ЛРД МИН	807
2022	ЗРД МАКС	1783
	ЗРД МИН	1310
	ЛРД МАКС	1562
	ЛРД МИН	812
2024	ЗРД МАКС	1821
	ЗРД МИН	1324
	ЛРД МАКС	1576
	ЛРД МИН	819

- участие электростанций энергосистемы в покрытии максимума нагрузок принято с учётом объёмов электропотребления на территории энергосистемы Ставропольского края;

- расчётные активные и реактивные нагрузки на шинах 110 кВ существующих подстанций в зимний и летний максимумы и минимумы энергосистемы приняты на основе анализа отчётных данных, реактивные нагрузки для новых объектов (потребителей) - исходя из расчетного tg=0,54;

- нормальные разрывы в сети 110 кВ на территории энергосистемы Ставропольского края 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-13 тома "Чертежи и графические приложения".

Загрузка АТ 500/330 и 330/110 подстанций энергосистемы Ставропольского края 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 2019 года.

Анализ результатов выполненных расчётов показал, что схема электрической сети 110 кВ и выше, сформированная к 2019 году (приложения А-1 - А-6, том "Чертежи и графические приложения" обеспечивает электроснабжение потребителей энергосистемы Ставропольского края без ограничений, как в нормальной схеме, так и в послеаварийных режимах.

Рост электропотребления энергосистемы Ставропольского края в 2019 году обусловлен вводом ПС 330 кВ Солнечный Дар (2 этап), ПС 110 кВ Интер-Юг, ПС 110 кВ Ефимовская, ПС 110 кВ Луч.

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 энергосистему Ставропольского края 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. Однако, после ввода в эксплуатацию второго генератора на Грозненской ТЭС в 2019 году перетоки мощности в сечении "Восток" снижаются, в результате чего снижается загрузка АТ 500/330 кВ на ПС 500 кВ Буденновск в период зимних максимальных нагрузок. 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 Ильенко - 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 2019 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.

Таблица 6.1.1.

Наименование узла (ПС 110 кВ)	Нагрузка		Уровни напряжений, кВ
	P, МВт	Q, Мвар
ПС 110 кВ Щебзавод	5,0	2,0	110,9
ПС 110 кВ Мин.Воды-2	34,4	13,8	110,9
ПС 110 кВ Аэропорт	5,1	2,1	110,9
ПС 110 кВ Т-301	10,0	4,0	111,4
ПС 110 кВ Железноводская	43,8	17,6	112,5
ПС 330 кВ Машук (СШ 110 кВ)	57,6	23,0	112,6
ПС 110 кВ Ессентуки-2	5,0	2,0	110,9

Таблица 6.1.2.

Наименование ЛЭП	Длит.доп. ток ВЛ при t = -5С, А	Фактическая загрузка ЛЭП
		I, А	%	S, МВА
ВЛ 110 кВ Ессентуки-2 - Ясная Поляна-2 (Л-110)	580	458	79	89+j10
ВЛ 110 кВ Ильенко - Ясная Поляна-2	490	349	71	68+j21
ВЛ 110 кВ Ильенко - Парковая	454	301	66	61+j10
ВЛ 110 кВ Парковая - Белый Уголь (Л-169)	454	253	56	51+j6
ВЛ 110 кВ ГЭС-2 - Т-302 (Л-49)	600	322	54	65+j6

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 2019 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 2019 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=+35С, А	Фактическая загрузка ЛЭП
		I, А	%	S, МВА
ВЛ 110 кВ Южная - Центральная (Л-136)	538	788	146	151-j86
ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Южная (Л-23)	538	677	126	132-j18
ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Прикубанская (Л-57)	538	593	110	122-j22
ВЛ 110 кВ Прикубанская - Заветная (Л-143)	538	532	99	102-j40
ВЛ 110 кВ Заветная - УНПС (Л-51)	538	515	96	98-j41
ВЛ 110 кВ ГЭС-4 - Южная (Л-64)	538	527	98	110+j21

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

Наименование ЛЭП	Ав.доп. ток ВЛ при t=+35С, А	Фактическая загрузка ЛЭП
		I, А	%	S, МВА
ВЛ 110 кВ Южная - Центральная (Л-136)	538	271	50	49+j19
ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Южная (Л-23)	538	353	66	64+j26
ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Прикубанская (Л-57)	538	97	18	19+j6
ВЛ 110 кВ Прикубанская - Заветная (Л-143)	538	21	4	4+j2
ВЛ 110 кВ Заветная - УНПС (Л-51)	538	4	1	-j1
ВЛ 110 кВ ГЭС-4 - Южная (Л-64)	538	138	26	27+j10

6.2.2. Режимы работы электрической сети на этапе 2022 года.

Рост электропотребления энергосистемы Ставропольского края в период 2022 года обусловлен увеличением нагрузки РИТ-Парка в г. Невинномысск и вводом четырех ПС 110 кВ питающих потребителей РИТ-Парка, а также вводом в эксплуатацию ПС 110 кВ Михайловск, но учитывая ввод в эксплуатацию солнечной и ветровых электростанций в Шпаковском и Кочубеевском районах картина потокораспределения в расчетных режимах 2022 года (приложения А-7 - А-11 том "Чертежи и графические приложения" в сети 110 кВ незначительно отличается от 2019 года.

После ввода в эксплуатацию 2-й очереди Грозненской ТЭС с суммарной 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-10, А-11).

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.

6.2.3. Режимы работы электрической сети на этапе 2024 года.

Рост электропотребления энергосистемы Ставропольского края на этапе 2024 года будет незначительным и обусловлен вводом в эксплуатацию ПС 110 кВ Ясная Поляна-1. Картина потокораспределения в расчетных режимах 2024 года энергосистемы Ставропольского края (приложения А-12, А-13) будет незначительно отличаться от 2022 года.

Таблица 6.3. Перетоки мощности по АТ 500/330 кВ и 330/110 кВ электрических станций и подстанций энергосистемы Ставропольского края в расчетных режимах 2019 - 2024 г.г.

Наименование подстанции	Установленная мощность АТ, МВА	Номинальная мощность ЦП	Нагрузка автотрансформаторов в расчетных схемах
			2019 год
			Р, МВт	Q, Мвар
ПС 500 кВ Невинномысск 500/330 кВ	2х(3х167)	1002	119	38
330/110 кВ	2х125	250	-	-
ПС 500 кВ Буденновск 500/330 кВ	2х(3х167)	1002	469	45
330/110 кВ	1х125	125	19	16
Ставропольская ГРЭС 500/330 кВ	2х(3х167)	1002	161	4
330/110 кВ	2х200	400	186	9
ГЭС-2	2х120	240	48	1,4
ГЭС-4	2х125	250	12	52
Невинномысская ГРЭС	2х200	400	17	69
ПС 330 кВ Благодарная	1х125	125	56	18
ПС 330 кВ Прикумск	2х200	400	84	56
ПС 330 кВ Ставрополь	3х125	375	145	94
ПС 330 кВ Машук	2х200	400	188	96
ПС 330 кВ Ильенко	2х125	250	74	64

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

Условия регулирования напряжения и размещение источников реактивной мощности

Регулирование напряжения в сети 110 кВ энергосистемы Ставропольского края 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 энергосистеме Ставропольского края по состоянию на 01.01.2019 г. установлено 81,78 МВар КУ (БСК). Располагаемая мощность КУ составляет 59,5 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 2018 года (19.12.2018 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 энергосистемы Ставропольского края выполнены расчеты по оптимизации реактивной нагрузки на шинах подстанций 110 кВ. При выполнении оптимизационных расчетов в исходном режиме максимальных нагрузок 2024 г. как существующие рассматриваются все КУ в соответствии с их располагаемой мощностью на 01.01.2019 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 расчётов, определяющих установленную мощность КУ без учёта реального режима работы, что впоследствии создаёт 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 расчётного 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 расчётном режиме значению, определённому 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 учётом срока окупаемости устанавливаемых КУ, который соответствует принятому в расчётах коэффициенту эффективности капитальных вложений. Другими словами оптимизационный расчёт 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 2019 года с учетом НДС.

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

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

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 энергосистемы Ставропольского края.

В таблице 6.5.1 приведена оценка величины снижения потерь электроэнергии в сети 110-500 кВ для базового варианта энергосистемы Ставропольского края 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 энергосистемы Ставропольского края.

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 энергосистеме Ставропольского края из числа рекомендуемых "Схемой..." для базового варианта развития электросетевого комплекса в период до 2024 г. снижает величину потерь электроэнергии в сети 110 кВ и выше на 48,89 млн. кВт.ч в год.

7. Объёмы электросетевого строительства и оценка необходимых капиталовложений.

Оценка необходимых капиталовложений для реализации намеченного в 2019 - 2024 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 I квартал 2019 г.

Стоимость СМР, прочих работ и затрат и ПИР определена в соответствии с рекомендуемыми к применению в I кв. 2019 г. индексами:

= 7,73 - индекс изменения сметной стоимости СМР к ТЕР по виду строительства "Прочие объекты" для Ставропольского края (без НДС, Приложение 1 к письму Минстроя России от 22.01.2018 г. N 1408-ЛС/09);

- = 4,61 - индекс изменения сметной стоимости оборудования по отрасли Электроэнергетика (без НДС, Приложение 3 к письму Минстроя России от 22.01.2018 г. N 1408-ЛС/09);

- = 9,1 - индекс изменения сметной стоимости прочих работ и затрат по отрасли Электроэнергетика (без НДС, Приложение 2 к письму Минстроя России от 22.01.2018 г. N 1408-ЛС/09);

Удельный вес затрат в стоимости строительства принят в следующих объёмах: 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 энергосистемы Ставропольского края приведены в Приложении Г.

В таблице 7.1 приведена сводка затрат по объектам электросетевого строительства в период 2019 - 2024 г.г.

Таблица 7.1.

	Линии электропередачи			Подстанции
Наименование		В том числе			В том числе
	Всего,	Новое	Реконст.	Всего	Новое	Реконст.
	км/ млн. руб	стр-во, км/ млн. руб	и техпер., км/ млн. руб	МВА/ млн. руб.	стр-во, МВА/ млн. руб	и техпер., МВА/ млн. руб
Объекты 500 кВ	265/ 10200	265/ 10200	-	250/ 1695,8	-	250/ 1695,8
Объекты 330 кВ	1,8/ н/д	1,8/ н/д	-	330/ 48,36	330/ н/д	/ 48,36
Объекты 110 кВ	246,8/ 1822,19	87,2/ 455,1	119,6/ 1367,09	1049/ 10387,12	717/ 4299,6	332/ 6087,52
Итого по базовому варианту:	511,8/ 12022,19	352,2/ 10655,1	119,6/ 1367,09	1724/ 12131,28	1047/ 4299,6	582/ 7783,32

Всего в период до 2024 года намечено построить одну новую ВЛ 500 кВ, протяженностью 265 км, одну двухцепную ВЛ 330 кВ протяженностью 0,9 км, установить на ПС 330 кВ трансформаторы суммарной мощностью 330 МВА, построить 87,5 км новых ВЛ 110 кВ и 10 новых подстанций 110 кВ общей мощностью трансформаторов 717 МВА.

Предусматривается выполнить работы по реконструкции и техперевооружению одной ПС 500 кВ, двух ПС 330 кВ и 33 ПС 110 кВ. Суммарный ввод трансформаторной мощности в период до 2024 г. на ПС 110 кВ - 1049 МВА. 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 энергосистемы Ставропольского края в период 2019 - 2024 г.г. в части нового строительства и технического перевооружения электрических сетей напряжением 110 кВ и выше потребуются капиталовложения в размере 24153,47 млн. руб. (в ценах 1-го квартала 2019 г.), в том числе на строительство новых объектов - 12022,19 млн. руб., реконструкцию и техническое перевооружение - 12131,28 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 разработана на расчетный уровень нагрузок 2024 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	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
	отчёт
Электропотребление, млн. кВт.ч	10594	10780	10887	10982	11093	11191	11290
Темпы роста, %	1,6	1,76	0,99	0,87	1,01	0,88	0,88
Максимум нагрузки, МВт	1646	1724	1748	1762	1783	1802	1821
Темпы роста, %	-1	4,7	1,4	0,8	1,2	1,1	1,0

Электропотребление в Ставропольском крае в 2024 году может составить 11290 млн. кВт.ч, а максимум нагрузки 1821 МВт. В 2019 - 2024 г.г. среднегодовые темпы роста электропотребления прогнозируются в размере 1,07%, максимума нагрузки - 1,7%.

2. Покрытие прогнозируемого спроса на электроэнергию в энергосистеме Ставропольского края в период до 2024 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 2019 - 2024 г.г. энергосистема Ставропольского края будет избыточной. Избыток мощности будет составлять 2992 - 3285 МВт, а электроэнергии 7437 - 9745 млн. кВт.ч. Избытки будут передаваться в энергосистему Республики Адыгея и Краснодарского края и в восточную часть ОЭС Юга.

4. Развитие электросетевого комплекса на территории Ставропольского края в рассматриваемый период предусматривается по следующим направлениям:

- строительство в 2019 году ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок (Алания), что обеспечит увеличение пропускной способности сети в восточном направлении. Протяженность ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок составит около 265 км.

Развитие электрической сети напряжением 110 кВ в период до 2024 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 2024 года намечено построить 87,5 км новых ВЛ 110 кВ и 10 новых подстанций 110 кВ общей мощностью трансформаторов 717 МВА.

6. Для базового варианта предусмотрены к выполнению значительные объемы по реконструкции электрических сетей 110 кВ энергосистемы Ставропольской. До 2024 г. предусматривается выполнить реконструкцию ВЛ 110 кВ в объёме 119,6 км, реконструкцию и техперевооружение 33 ПС 110 кВ, с заменой на 13 ПС существующих трансформаторов на новые трансформаторы суммарной мощностью 332 МВА.

7. Для реализации намеченного развития, технического перевооружения и реконструкции электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Ставропольского края в 2019 - 2024 г.г. для базового варианта электропотребления потребуется капиталовложений порядка 24153,47 млн. руб. (в ценах 1-го квартала 2019 г.), в том числе на строительство новых объектов - 12022,19 млн. руб., реконструкцию и техническое перевооружение - 12131,28 млн. руб.

Приложения

А. Техническое задание на разработку "Схемы и программы развития электроэнергетики Ставропольского края на 2020 - 2024 годы"

ГАРАНТ:

Не приводится

Б-1 Характеристика существующих ЛЭП напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Ставропольского края

ГАРАНТ:

См. текст Таблицы Б-1 в редакторе MS-Excel

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

ГАРАНТ:

См. текст Таблицы Б-2 в редакторе MS-Excel

В. Предложения Филиала АО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ по разработке Схемы и программы развития электроэнергетики Ставропольского края на 2020 - 2024 годы

ГАРАНТ:

См. текст Таблицы В в редакторе Microsoft Word

Г. Перечень объектов напряжением 110 кВ, подлежащих строительству, реконструкции или техническому перевооружению в энергосистеме Ставропольского края в период 2019 - 2024 г.г.

ГАРАНТ:

См. текст Таблицы Г в редакторе MS-Excel

ГАРАНТ:

См. данную форму в редакторе Microsoft Word

Д. Перечень питающих центров 110 кВ филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" с повышенной загрузкой трансформаторов

Наименование центра питания	Класс напряжения	Год ввода в эксплуатацию	Суммарная установленная мощность трансформаторов S уст., в том числе с разбивкой по трансформаторам		Нагрузка ЦП по результатам контрольного замера						Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года	Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке	Суммарная мощность по ДТП		Мощность по ДТП с учётом Ксовм, Кнесовп		Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП	Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке	Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки	Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки	Объём и место куда переводится нагрузка	Время перевода нагрузки	Причины отсутствия возможности перевода
				Т-1, Т-2, Т-3	21.12. 2016	15.06. 2016	20.12. 2017	21.06. 2017	19.12. 2018	20.06. 2018
	кВ		МВА		S зима, МВА	S лето, МВА	S зима, МВА	S лето, МВА	S зима, МВА	S лето, МВА	S макс, МВА	К макс, %	P, МВт	S, МВА	P, МВт	S, МВА	S, МВА	Кмакс ту, %
ПС 110 кВ Ачикулак	110/35/10	1978	16,3	1х10 и 1х6,3	12,24	3,28	9,96	3,12	9,20	8,86	12,24	194,29	0,26	0,28	0,11	0,12	12,36	196,19	4	132,7	ВЛ 35 кВ Л-556 2,5 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Терская; ВЛ 35 кВ Л-549 1,5 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Левокумская	120 минут
ПС 35 кВ Аэропорт	35/10	1978	12,6	2x6,3	10,50	6,73	9,49	6,75	10,53	7,15	10,53	167,14	0,08	0,09	0,06	0,06	10,59	168,10		168,1	Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Заводская	110/10	1980	26	1х16 и 1х10	15,79	10,03	14,82	10,49	16,15	11,64	16,15	161,50	3,12	3,36	2,37	2,55	18,7	187,00		187,0	Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Южная	110/10	1976	75	3x25	39,21	22,71	38,16	24,51	39,83	27,46	39,83	159,32	4,05	4,36	2,75	2,96	42,79	171,16	8,4	137,6	По сети 10 кВ АО "Ставропольские городские электрические сети"	120 минут
ПС 110 кВ Ессентуки-2	110/35/10	1978	80	2x40	58,85	47,52	55,50	49,35	63,05	45,45	63,05	157,63	5,97	6,43	2,29	2,47	65,52	163,80	12,9	131,6	ВЛ 35 кВ Л-346 5,5 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Зеленогорская; ВЛ 35 кВ Л-345 4,5 МВА нагрузки на ПС 330 кВ Машук; ВЛ 35 кВ Л-318 2,9 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Бекешевская	60 минут
ПС 35 кВ Ясная Поляна-1	35/10	1971	12,6	2x6,3	7,67	5,50	8,26	4,84	9,45	5,31	9,45	150,00	0,89	0,96	0,40	0,43	9,88	156,83		156,8	Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Левокумская	110/35/10	1984	16,3	1х10 и 1х6,3	8,43	8,00	8,15	9,35	7,62	7,34	9,35	148,41	0,07	0,08	0,03	0,03	9,38	148,89		148,9	Нет возможности		Недопустимое снижение напряжения в ремонтной схеме
ПС 110 кВ Мин-Воды-2	110/35/6	1966	65	1х25 и 1х40	35,19	26,33	35,16	27,83	34,92	27,93	35,19	140,76	6,72	7,24	2,75	2,96	38,15	152,60	5,5	130,6	ВЛ 35 кВ Л-311 2,5 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Александровская; ВЛ 35 кВ Л-314 3 МВА нагрузки на ПС 330 кВ Машук	120 минут
ПС 110 кВ Западная	110/10/6	1951	80	2x40	44,20	29,08	39,85	34,14	49,36	42,05	49,36	123,40	0,00	0	0,00	0	49,36	123,40		123,4	Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Лысогорская	110/10	1972	8,8	1х2,5 и 1х6,3	3,05	2,15	2,77	2,17	2,92	2,26	3,05	122,00	0,13	0,14	0,06	0,06	3,11	124,40		124,4	Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Красногвардейская	110/35/10	1975	20	2x10	11,38	7,80	9,77	8,53	11,93	9,63	11,93	119,30	0,26	0,28	0,06	0,07	12	120,00	1,3	107	ВЛ 35 кВ Л-644 1,3 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Баклановская	60 минут
ПС 110 кВ Новоалександровская	110/35/10	1974	32	2x16	14,70	9,77	15,12	12,09	18,89	13,62	18,89	118,06	2,37	2,55	1,55	1,67	20,56	128,50	2,3	114,1	ВЛ 35 кВ Л-641 2,3 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Светлая	60 минут
ПС 110 кВ Прогресс	110/35/6	1990	12,6	2x6,3	5,90	4,02	7,25	4,38	5,48	4,71	7,25	115,08	0,15	0,16	0,04	0,04	7,29	115,71	1,2	96,6	ВЛ 35 кВ Л-584 1,2 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Новопавловская-2	60 минут
ПС 110 кВ Белый Уголь	110/10	1984	20	2x10	11,50	8,64	9,42	6,89	10,12	8,85	11,5	115,00	2,80	3,02	2,06	2,22	13,72	137,20		137,2	Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Ростовановская	110/35/10	1973	20	2x10	9,83	7,43	11,47	7,49	9,14	8,39	11,47	114,70	2,07	2,23	0,77	0,83	12,3	123,00	1,8	105	ВЛ 35 кВ Л-511 1,8 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Троицкая	60 минут
ПС 110 кВ Новопавловская-2	110/35/10	1979	26	1х16 и 1х10	11,40	10,12	10,56	8,49	9,73	9,43	11,4	114,00	0,04	0,04	0,02	0,02	11,42	114,20	0,7	107,2	ВЛ 35 кВ Л-577 0,7 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Т-304	60 минут
ПС 110 кВ Плаксейка	110/35/10	1975	26	1х16 и 1х10	11,36	7,91	9,69	8,22	9,64	10,18	11,36	113,60	0,35	0,38	0,09	0,1	11,46	114,60	1,6	98,6	ВЛ 35 кВ Л-545 1,3 МВА на ПС 110 кВ Терская ВЛ 35 кВ Л-546 0,3 МВА на ПС 110 кВ Новоселицкая	60 минут
ПС 110 кВ Восточная	110/10/6	1948	80	2x40	36,14	27,52	37,31	23,84	42,45	31,65	42,45	106,13	5,85	6,3	4,68	5,04	47,49	118,73		118,7	Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Светлая	110/35/10	1986	16,3	1х6,3 и 1х10	4,26	6,68	4,41	3,40	0,56	4,18	6,68	106,03	0,09	0,1	0,03	0,03	6,71	106,51	1	90,6	ВЛ 35 кВ Л-696 1 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Новоалександровская	60 минут
ПС 110 кВ Урожайная	110/10	1970	5	2x2,5	2,65	2,29	1,99	2,14	1,93	2,03	2,65	106,00	0,05	0,05	0,02	0,02	2,67	106,80		106,8	Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Троицкая	110/35/10	1976	20	2x10	10,56	6,44	9,85	7,68	9,88	9,16	10,56	105,60	1,86	2	0,66	0,71	11,27	112,70	0,7	105,7	ВЛ 35 кВ Л-532 0,7 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Ростовановская	60 минут
ПС 110 кВ Зеленогорская	110/35/10	1968	80	2x40	35,92	30,42	31,37	28,94	41,44	29,46	41,44	103,60	3,25	3,5	2,42	2,61	44,05	110,13	2	105,1	ВЛ 35 кВ Л-323 2 МВА на ПС 110 кВ Ессентуки-2	60 минут
ПС 110 кВ Лесная	110/6	1988	65	1х25,1х40	24,07	20,70	23,56	22,87	24,73	23,56	24,73	98,92	2,00	2,15	1,60	1,72	26,45	105,80		105,8	Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Полимер	110/10	1988	26	1х10 и 1х16	5,85	5,76	6,73	6,36	5,77	8,16	8,16	81,60	7,61	8,2	5,61	6,04	14,2	142,00		142	Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Красный Октябрь	110/10	1965	6,3	1х6,3	2,49	2,19	2,45	2,33	2,18	2,25	2,49*	39,52*	5,39	5,81	4,30	4,63	7,12	113,02*		113*	Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Аэропорт	110/6	1980	12,6	2х6,3	5,67	3,94	5,47	3,59	5,33	3,97	5,67	90,00	0,50	0,54	0,40	0,43	6,1	96,83		96,8	Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП

* В связи с тем, что ПС 110 кВ Красный Октябрь установлен один силовой трансформатор в столбцах для режима n-1 справочно приведены значения его загрузки.

Е. Информация о максимальной нагрузке и динамике потребления электрической энергии и мощности крупных потребителей

ГАРАНТ:

См. текст Таблицы Е в редакторе MS-Excel

Ж. Перечень актов технического освидетельствования по объектам филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго", подлежащих реконструкции и техническому перевооружению в период 2019 - 2024 гг.

- Акт ТО ВЛ 110 кВ Ильенко - Парковая.

- Акт ТО ВЛ 110 кВ НГРЭС - Прикубанская (Л-57).

- Акт ТО ВЛ 110 кВ СтГРЭС - Междуреченская (Л-120).

- Акт ТО ВЛ 110 кВ Ищерская - Затеречная (Л-123/Л-124).

- Акт ТО ВЛ 110 кВ Восход - Рагули (Л-157).

- Акт ТО ВЛ 110 кВ Благодарная 330 - Благодарная (Л-255).

- Акт ТО ВЛ 110 кВ Левокумская - Нефтекумск (Л-277).

- Акт ТО ВЛ 110 кВ Сенгилеевская ГЭС - III Подъём (Л-12).

- Акт ТО ВЛ 110 кВ Сенгилеевская ГЭС - III Подъём (Л-132).

- Акт ТО ВЛ 110 кВ Л-16, Л-17.

- Акт ТО ВЛ 110 кВ Л-131.

- Акт ТО ВЛ 110 кВ Л-24.

- Акт ТО ПС 110 кВ Аэропорт.

- Акт ТО ПС 110 кВ Изобильная.

- Акт ТО ПС 110 кВ Северная.

- Акт ТО ПС 110 кВ Ессентуки-2.

- Акт ТО ПС 110 кВ Красногвардейская.

- Акт ТО ПС 110 кВ Новоалександровская.

- Акт ТО ПС 110 кВ Штурм.

- Акт ТО ПС 110 кВ Александровская.

- Акт ТО ПС 110 кВ Солуно-Дмитриевская.

- Акт ТО ПС 110 кВ Белый Уголь.

- Акт ТО ПС 110 кВ Прибрежная.

- Акт ТО ПС 110 кВ 3-й Подъём.

- Акт ТО ПС 110 кВ Восточная.

- Акт ТО ПС 110 кВ Промышленная.

- Акт ТО ПС 110 кВ Северная.

- Акт ТО ПС 110 кВ Западная.

- Акт ТО ПС 110 кВ Лесная.

- Акт ТО ПС 110 кВ Нефтекумск.

- Акт ТО ПС 110 кВ ПС Плаксейка.

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

ГАРАНТ:

См. текст Таблицы З в редакторе MS-Excel

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

ГАРАНТ:

См. текст Таблицы И в редакторе MS-Excel

Том 2. Чертежи и графические приложения

Заказчик - Министерство энергетики, промышленности и связи Ставропольского края

Схема и программа развития электроэнергетики Ставропольского края на 2020-2024годы

2019

Наименование документа	Стр.	Примечание
1	2	3
Графическая часть
"Карта-схема электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Ставропольского края на период до 2024 г." (далее - Карта-схема)	1	Лист 1
"Принципиальная схема электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Ставропольского края на период до 2024 г." - (далее - Принципиальная схема).	2	Лист 2
Приложения
Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в зимний максимум нагрузок 2019 год. Нормальная схема. Переток в сечении "Восток" 1804 МВт.	3	Лист А-1
Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в зимний максимум нагрузок 2019 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 Ильенко - Ясная Поляна-2 и ВЛ 110 кВ Ильенко - Парковая. Переток в сечении "Восток" 1499 МВт.	4	Лист А-2
Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в зимний максимум нагрузок 2019 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" 1500 МВт.	5	Лист А-3
Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в летний максимум нагрузок 2019 год. Нормальная схема.	6	Лист А-4
Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в летний максимум нагрузок 2019 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
Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в летний максимум нагрузок 2019 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
Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы в зимний максимум нагрузок 2022 года. Нормальная схема. Переток в сечении "Восток" 1831 МВт.	9	Лист А-7
Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы в зимний максимум нагрузок 2022 года. Послеаварийный режим. Отключена ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Невинномысск в схеме плавки гололеда ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Буденновск. Переток в сечении "Егорлык" 1075 МВт.	10	Лист А-8
Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы в летний максимум нагрузок 2022 года. Нормальная схема.	11	Лист А-9
Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы в летний максимум нагрузок 2022 года. Послеаварийный режим. Отключена ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - Армавир в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Ставропольская ГРЭС - Солнечный дар.	12	Лист А-10
Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы в летний максимум нагрузок 2022 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.	13	Лист А-11
Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы в зимний максимум нагрузок 2024 года. Нормальная схема.	14	Лист А-12
Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы в летний максимум нагрузок 2024 года. Нормальная схема.	15	Лист А-13