МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ, ПРОМЫШЛЕННОСТИ
И СВЯЗИ СТАВРОПОЛЬСКОГО КРАЯ

ПРИКАЗ
от 25 апреля 2014 г. № 74-о/д

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
СТАВРОПОЛЬСКОГО КРАЯ НА 2015 - 2019 ГОДЫ

В соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823, и Положением о министерстве энергетики, промышленности и связи Ставропольского края, утвержденным постановлением Губернатора Ставропольского края от 16 августа 2012 г. № 559, приказываю:

1. Утвердить прилагаемые схему и программу развития электроэнергетики Ставропольского края на 2015 - 2019 годы (далее - программа и схема).
2. Отделу энергоресурсов и энергосбережения министерства энергетики, промышленности и связи Ставропольского края планировать и осуществлять работу по реализации мероприятий программы и схемы.
3. Контроль за выполнением настоящего приказа возложить на первого заместителя министра энергетики, промышленности и связи Ставропольского края Демчака И.В.
4. Настоящий приказ вступает в силу со дня его подписания.

Министр
В.П.ХОЦЕНКО





СХЕМА И ПРОГРАММА
РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СТАВРОПОЛЬСКОГО КРАЯ
НА 2015 - 2019 ГОДЫ

ВВЕДЕНИЕ

Настоящая работа выполнена по заказу ОАО "МРСК Северного Кавказа" для нужд филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго по договору № 7101 от 11 июня 2013 г. в соответствии с техническим заданием и Изменением № 1 к техническому заданию (см. Приложение А и Б - не приводятся).
Ставропольская энергосистема осуществляет централизованное электроснабжение потребителей на территории Ставропольского края и входит в состав ОЭС Юга.
Ставропольская энергосистема по состоянию на 01.01.2013 территориально включает в себя:
электрические сети напряжением до 110 кВ включительно, эксплуатация которых осуществляется, в основном, филиалом ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго";
- электрические сети напряжением кВ - сети эксплуатируются филиалом ОАО "ФСК ЕЭС" Ставропольское предприятие МЭС;
- электрические станции суммарной мощностью 4625,7 МВт, в том числе:
Ставропольская ГРЭС - Филиал ОАО "ОГК-2";
Невинномысская ГРЭС - Филиал ОАО "Энел ОГК-5";
Кисловодская ТЭЦ-электростанция ООО "ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго";
Каскад Кубанских ГЭС - Филиал ОАО "РусГидро" (при этом ГАЭС, ГЭС-1 и ГЭС-2 расположены на территории Карачаево-Черкесской Республики, но по балансу ФСТ участвуют в покрытии потребления Ставропольского края);
ТЭЦ в г. Лермонтов - Филиал ЗАО "Южная энергетическая компания";
Мелкие ГЭС (Орловская, Ессентукская и Горячеводская) - независимые поставщики;
ТЭЦ в г. Изобильный - блокстанция ОАО "Ставропольсахар".
Основной задачей работы является разработка информационной базы для формирования инвестиционных программ и планов капитального строительства электросетевых объектов и их проектирования.
За отчетный в "Программе...." принят 2012 год, в качестве расчетных 2013 - 2019 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:
- Годовой отчет о результатах функционирования ЕЭС России на территории операционной зоны ОДУ Юга в 2012 г. (разделы 1 - 6);
- Нормальная схема электрических соединений объектов электроэнергетики, входящих в операционную зону Северокавказского РДУ на 2013 г.;
- Предложения филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ по разработке Схемы и программы развития электроэнергетики Ставропольского края на период 2014 - 2018 гг. (письмо № 51-62-VI-19 - 2205 от 06.09.2013);
- Отчетные данные филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго": Оперативная схема для нормального режима электрической сети филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" на 2013 г. и схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше в ЗРД и ЛРД 2012 г.;
- Данные Производственных отделений (ПО) филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго": оперативные схемы электрических соединений сетей 35 - 110 кВ для ПО на 2013 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;
- "Комплексная программа развития электрических сетей Ставропольского края на период 2013 - 2018 гг.";
- Перечень ТУ на ТП, выданных филиалом ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго";
- информация филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга о выданных ТУ на ТП и заключенных договорах на ТП;
- Реестр заявок на получение ТУ, сформированный филиалом ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго";
- Технические условия на технологическое присоединение к энергосистеме для потребителей с нагрузкой свыше 1 МВт;
- "Схема и Программа развития Единой энергетической системы России на период 2013 - 2019 гг.";
- "Схема и Программа развития электроэнергетики Ставропольского края на 2014 - 2018 гг.";
- "Строительство ТЭС при ООО "Ставролен" в Ставропольском крае. Схема выдачи мощности", ООО "ЭПИ", 2011 г.;
- "Реконструкция ПС 500 кВ Невинномысск и строительство объектов (ПС 110 кВ и ЛЭП 110 кВ) для электроснабжения индустриального парка г. Невинномысск". Основные технические решения. ООО "СТГ-Энерго", 2013 г.;
- 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 66,2 тыс. кв. км.
Население на 01.01.2013 (оценка) - 2790,8 тыс. человек, в том числе 1608,3 тыс. чел. - городское и 1182,5 тыс. чел. - сельское. Плотность населения - 42,2 человек на 1 кв. км. Административный центр края - город Ставрополь с населением 412,1 тыс. 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 тыс. чел., Кисловодск - 129 тыс. чел., Невинномысск - 118 тыс. чел. и Ессентуки - 102 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.
Индекс промышленного производства в Ставропольском крае в 2012 году по отношению к 2011 году составил 100,7%.
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 ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго".
Имеющиеся крупные потребители:
- ООО "ЕвроХим-Энерго" (Невинномысский Азот) - 156 МВт;
- ООО "Торговый дом Энергосервис" (Ставролен) - 59 МВт;
- ООО "РН-Энерго" - 26 МВт;
- ЗАО "Монокристалл" - 12 МВт.
В течение 2012 года на Ставрополье реализовано несколько крупных инвестпроектов 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 кв. м сэндвич-панелей из пенополиуретана в год;
- производство оцинкованных металлических профилей ООО "Невинномысский профиль" в Невинномысском индустриальном парке мощностью 7 тыс. т продукции в год;
- завод по выпуску товарного бетона, бетоноизделий и СИП-панелей для строительства домокомплектов ООО "Южная строительная компания" в Невинномысском индустриальном парке проектной мощностью 100 тыс. кв. м готового жилья в год;
- производство нанооксида алюминия (сырья для выращивания искусственного корунда);
- в рамках реализации инвестиционного проекта ОАО "Гидрометаллургический завод" в г. Лермонтове запустил в промышленное производство новый вид водорастворимого фосфорно-калийного удобрения - монокалийфосфат (КН2Р04).
Сельхозугодья 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 5 лет среднегодовое производство зерна составило свыше 7 млн т. В 2011 году собрано более 8 млн т, в 2012 году - 5 млн т, в 2013 году - 6,2 млн т. Овощей в 2012 году собрано более 409 тысяч тонн, что на 28% выше уровня 2011 года, картофеля - свыше 373 тысяч тонн, или на 8% больше.
В 2012 году в крае реализовано 10 инвестиционных проектов в сфере сельского хозяйства. Наиболее крупные из них:
- строительство ООО "Ставропольский птицекомплекс" двух производственных комплексов по выращиванию бройлеров на территории Кочубеевского района (заявленная нагрузка - 2 МВт);
- строительство ООО "Эко-культура" тепличного комплекса для выращивания овощных культур (томатов) на площади 10 га на территории Кировского района;
- строительство ООО "Заветное" овощехранилищ с технологическим корпусом, вспомогательных объектов овощехранилищ, включая приобретение технологического и складского оборудования на территории Георгиевского района;
- строительство ЗАО "Ставропольский бройлер" пункта по приемке и первичной переработке птицы, включая холодильную обработку и хранение мясной продукции на базе филиала "Мясоптицекомбинат "Благодарненский" на территории Шпаковского района;
- завершение строительства первой очереди молочно-товарной фермы на 3700 голов дойного стада сельхозпредприятием "Чапаевское" в Шпаковском районе.
В 2012 году за счет всех источников финансирования в Ставропольском крае введено в эксплуатацию 1332,7 тысячи квадратных метров общей площади жилья. Это на 5,2% выше показателя 2011 года. Кроме того, населением края за счет собственных и заемных средств построено 663,8 тысячи квадратных метров общей площади жилых домов, что в 1,4 раза больше, чем в 2011 году.
Доля санаторно-курортной отрасли в валовом продукте Ставропольского края составляет около 4,5%. В настоящее время объем санаторно-оздоровительных услуг Ставропольского края составляет более 17% от общероссийского и этот показатель ежегодно растет (в 2010 г. он составлял 15%). Санаторно-курортный комплекс располагает 134 санаториями и пансионатами на 33,5 тыс. мест размещения. В регионе имеется также 151 гостиница разной категории на 5,3 тыс. мест.
Ежегодно за счет реконструкции и строительства санаторно-курортный и гостиничный комплексы приумножают свой номерной фонд. В 2010 году введено в эксплуатацию 14 объектов, и емкость санаторно-курортного комплекса КМВ увеличилась на 1764 места. В 2011 году введено в эксплуатацию 20 объектов туристской инфраструктуры, номерной фонд пополнился на 700 новых мест. В 2012 году 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 2011 году Ставрополье посетили 960 тысяч человек (753 тыс. человек приходится на регион Кавказских Минеральных Вод). В 2012 году регион принял на отдых и лечение более 1,6 млн человек (802 тыс. человек - на 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.
За 2012 год на территории края создано пять региональных индустриальных парков, а всего начиная с 2010 года - 12 индустриальных региональных парков с промышленной, нефтехимической, агропромышленной, фармацевтической специализациями и туристско-рекреационный парк. В них работают 19 резидентов с проектами общей стоимостью около 33 млрд рублей.

1.2. Электропотребление и электрические нагрузки

Электропотребление на территории Ставропольского края в 2012 году составило 9231,0 млн кВт. ч. По сравнению с 2011 годом снижение электропотребления составило 149,5 млн кВт.ч, или 1,6%.
Собственный максимум нагрузки Ставропольской энергосистемы в 2012 году был зафиксирован 8 февраля в 20 часов и составил 1647 МВт. По сравнению с 2011 годом собственный максимум нагрузки энергосистемы увеличился на 119 МВт, или на 7,8%. Число часов использования собственного максимума нагрузки в Ставропольской энергосистеме в 2012 году составило 5605 часов.
Основная энергосбытовая компания - гарантирующий поставщик электрической энергии в Ставропольском крае - ОАО "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", ОАО "Пятигорские электрические сети".

Таблица 1.1

Динамика изменения электропотребления, собственного
максимума нагрузки и числа часов его использования
в 2007 - 2012 гг.

Наименование
2007 г.
2008 г.
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
Электропотребление, млн кВт. ч.
8782
8971
8687
9068
9381
9231
Темп роста, %
4,0
2,2
-3,2
4,4
3,5
-1,6
Собственный максимум нагрузки, МВт
1461
1556
1422
1505
1528
1647
Темп роста, %
-3,8
6,5
-8,6
5,6
1,8
7,8
Число часов использования максимума нагрузки, час
6011
5765
6109
6041
6139
5605

1.3. Электрические станции

Установленная мощность электростанций, действующих на территории Ставропольской энергосистемы на 01.01.2013 составила 4625,7 МВт (24,9% установленной мощности ОЭС Юга), в том числе: ГЭС - 479,5 МВт, КЭС - 3335 МВт, ТЭЦ - 231 МВт и ПГУ-580,2 МВт. По формам собственности 2400 МВт (Ставропольская ГРЭС) - электростанция ОАО "ОГК-2", 1700,2 МВт (Невинномысская ГРЭС) - электростанция ОАО "Энел ОГК-5", 12 МВт (Кисловодская ТЭЦ) принадлежит ООО "Лукойл-Ставропольэнерго", 476,5 МВт (Каскад Кубанских ГЭС) - ОАО "РусГидро", 22 МВт (ТЭЦ в г. Лермонтов) - Филиал ЗАО "Южная энергетическая компания", 2,96 МВт (Орловская, Ессентукская и Горячеводская) - находятся на балансе филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго", 12 МВт (ТЭЦ в г. Изобильный) - блокстанция ОАО "Ставропольсахар".
Основным топливом ТЭС Ставропольской энергосистемы является природный газ, резервным - мазут.
Располагаемая мощность электростанций Ставропольской энергосистемы в максимум нагрузки ОЭС Юга 2012 года составила 4468 МВт. Разрыв между установленной и располагаемой мощностью составил 132,7 МВт и обуславливался 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 в два раза больше электроэнергии, чем потребляется в энергосистеме края. Энергосистема Ставропольского края является самой избыточной региональной энергосистемой в ОЭС Юга.
В 2008 - 2012 гг. избыток электроэнергии на территории Ставропольской энергосистемы составил 8539 - 9882 млн кВт.ч, а избыток мощности в собственный максимум нагрузки ОЭС Юга - 1819 - 2572 МВт. Избытки мощности и электроэнергии передаются в энергосистему Краснодарского края и восточную часть ОЭС Юга.
В 2012 году на электростанциях Ставропольской энергосистемы выработано 18947,1 млн кВт.ч. По сравнению с 2011 годом, когда выработка составила 19232,3 млн кВт.ч, она уменьшилась на 1,5%.

Таблица 1.2

Структура электростанций Ставропольской энергосистемы
по типам и формам собственности на 01.01.2013
и выработка электроэнергии в 2012 году

Наименование
Установленная мощность, МВт
Располагаемая мощность в максимум нагрузки ОЭС Юга 2012 года, МВт
Выработка электроэнергии, млн кВт.ч
Собственник
Мощность электростанций




энергосистемы, всего:
4625,7
4468
18947,1

в том числе: ГЭС
479,5
400
1457,9

КЭС
3335
3310
13496,7

ТЭЦ
231
178
877

ПГУ
580,2
580
3115,5

Электростанции




Ставропольская ГРЭС
2400
2400
10382,5
ОАО "ОГК-2"
Невинномысская ГРЭС
1700,2
1662
6948,6
ОАО "Энел ОГК-5"
Кисловодская ТЭЦ
12
6
22,7
ООО "ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго"
Кубанская ГЭС-1
37
400 (весь каскад)
202,3
ОАО "РусГидро"
Кубанская ГЭС-2
184
564,9
ОАО "РусГидро"
Кубанская ГЭС-3
87
236,4
ОАО "РусГидро"
Кубанская ГЭС-4
78
211,9
ОАО "РусГидро"
Егорлыкская ГЭС
30
57,8
ОАО "РусГидро"
Сенгилеевская ГЭС
15
79,2
ОАО "РусГидро"
Свистухинская ГЭС
11,76
45,9
ОАО "РусГидро"
Насосная ГАЭС
15,9
13,6
ОАО "РусГидро"
Егорлыкская ГЭС-2
14,2
26,2
ОАО "РусГидро"
Новотроицкая ГЭС
3,68
19,7
ОАО "РусГидро"
Мелкие ГЭС
2,96
0
0
ОАО "Ставропольэнерго"
Блок-станции (ТЭЦ)
34
0
135,4
ЗАО "Южная энергетическая компания", ОАО "Ставропольсахар"

Таблица 1.3

Укрупненный баланс мощности Ставропольской энергосистемы
за 2008 - 2012 гг. (Собственный максимум ОЭС Юга)

МВт
Показатели
2008 г.
2009 г.
2012 г.
I. ПОТРЕБНОСТЬ



Электропотребление, млрд кВт.ч
8,971
8,687
9,231
Число часов исх. № max
5769
6113
5674
Максимум нагрузки
1555
1421
1627
Резерв, ремонт и консервация мощности
172
809
269
Итого потребность
1727
2230
1896
II. ПОКРЫТИЕ



Установленная мощность
4205,3
4205,2
4600,7
Располагаемая мощность
4043
4031
4468
в том числе: ГЭС
405
403
400
ТЭС
3638
3628
4068
Перегруз оборудования
21
18
0
Используемая в балансе



мощность электростанций
4064
4049
4468
III. БАЛАНС



Дефицит (-); избыток (+)
2337
1819
2572
Фактический резерв
172
809
269
То же в % % от максимума + экспорт
11,1
56,9
16,5
в т.ч. консервация
0
0
0
ремонт
25
25
51
резерв
147
784
217,5

Таблица 1.4

Балансы электроэнергии Ставропольской энергосистемы
за 2008 - 2012 гг., млрд кВт.ч

Показатели
2008 г.
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
Электропотребление
8,971
8,687
9,068
9,381
9,231






Итого потребность
8,971
8,687
9,068
9,381
9,231






Производство электроэнергии, всего
18,853
17,226
18,175
19,232
18,947
ГЭС
1,464
1,365
1,509
1,387
1,458
ТЭС
17,389
15,861
16,656
17,845
17,489
Баланс: дефицит (-); избыток (+)
9,882
8,539
9,097
9,851
9,716
Число часов использования располагаемой мощности ТЭС, часы
4767
4372


4302

Ниже дана краткая характеристика электростанций, функционирующих на территории Ставропольского края.
Ставропольская ГРЭС.
Ставропольская ГРЭС расположена в пос. Солнечнодольске Изобильненского района. На Ставропольской ГРЭС установлено восемь конденсационных блоков К-300-240 суммарной установленной мощностью 2400 МВт. Ввод блоков осуществлялся в период 1975 - 1983 гг. В настоящее время парковый ресурс выработали все восемь блоков и эксплуатируются по заключению ВТИ, продлившего их срок эксплуатации.
Выработка электроэнергии на Ставропольской ГРЭС в последние 5 лет составляла 10210 - 11379 млн кВт.ч и была обусловлена величиной дефицита ОЭС Юга. Выдача мощности Ставропольской ГРЭС осуществляется на напряжении 330 и 500 кВ (блоки № 1-6 присоединены к шинам 330 кВ, а блоки № 7 и № 8 - к шинам 500 кВ).
В максимум нагрузки ОЭС Юга 2012 года разрыва между установленной и располагаемой мощностью на Ставропольской ГРЭС нет.
Невинномысская ГРЭС.
Невинномысская ГРЭС расположена в г. Невинномысске. Установленная мощность Невинномысской ГРЭС на 01.01.2013 составляла 1700,2 МВт, в том числе: блоки - 935 МВт (5xК-155-130+1xК-160-130), 2-е ПГУ - 170 и 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 и Р-50-130 на Невинномысской ГРЭС осуществлялся в 1960 - 1972 гг. Все это оборудование выработало парковый ресурс. В 1989 - 1998 гг. на турбинах блоков № 6 - 10 проведена модернизация с заменой ЦВД и продлением срока эксплуатации до 2018 - 2029 гг. В 2005 году введена в эксплуатацию новая турбина № 3 ПТ-80-130. В 2010 году на замену турбины № 1 ПТ-25-90 была установлена новая ПТ-30-90. В 2011 году была введена в эксплуатацию ПГУ-410 в составе ГТУ SGT5-PAC4000F мощностью 277 МВт с электрогенератором SGEN5-1000A и паротурбинной установки SST-900C мощностью 133 МВт с генератором SGEN-100A-2P. В 2012 году произведена перемаркировка энергоблоков ст. № 6-10 с увеличением установленной мощности на 5 МВт каждого. После перемаркировки установленная мощность каждого энергоблока составляет 155 МВт.
Располагаемая мощность Невинномысской ГРЭС в максимум нагрузки ОЭС Юга 2012 года составила 1662 МВт. Разрыв мощности составил 13,2 МВт и обуславливался недостатком теплового потребления на неблочной теплофикационной части ГРЭС.
Выработка электроэнергии на Невинномысской ГРЭС в последние 5 лет составляла 5515 - 6949 млн кВт.ч. Выдача мощности Невинномысской ГРЭС осуществляется на напряжении 35, 110 и 330 кВ.
Кисловодская ТЭЦ.
Кисловодская ТЭЦ расположена в г. Кисловодске. Установленная мощность Кисловодской ТЭЦ составляет 12 МВт. На электростанции установлено два теплофикационных турбоагрегата Р-6-35, которые работают на ТЭЦ с 1981 и 1996 года. Парковый ресурс турбоагрегатов не исчерпан.
Располагаемая мощность Кисловодской ТЭЦ в максимум нагрузки ОЭС Юга 2012 года составила 6 МВт. Разрыв мощности составил 6 МВт и обусловлен недостатком теплового потребления на противодавленческих турбинах электростанции. Выработка электроэнергии на Кисловодской ТЭЦ в последние три года составляла 23 - 27 млн кВт.ч. Выдача мощности Кисловодской ТЭЦ осуществляется на напряжении 35 кВ.
Каскад Кубанских ГЭС.
ГЭС-1. Входит в Куршавскую группу Каскада Кубанских ГЭС. Расположена на территории Карачаево-Черкесской Республики у поселка Октябрьский Прикубанского района, на 63-м километре Большого Ставропольского канала, но по балансу ФСТ участвует в покрытии потребления Ставропольского края. Кубанская ГЭС-1 - головная гидроэлектростанция на Большом Ставропольском канале (не считая Кубанской ГАЭС). Станция чисто деривационная, водохранилищ и иных регулирующих емкостей не имеет, работает по водотоку. Установленная мощность - 37 МВт. Гидроэлектростанция введена в работу в 1969 году. На ГЭС установлено два гидроагрегата мощностью по 18,5 МВт. В 1985 году гидротурбины были заменены. Оборудование выработало парковый ресурс. Среднегодовая выработка ГЭС-1 за последние 22 года составляет 202 млн кВт.ч. 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 Ударного 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 гг. В 1977-1983 годах гидротурбины были заменены. Оборудование выработало парковый ресурс. Среднегодовая выработка ГЭС-2 за последние 22 года составляла 552 млн кВт.ч. Выдача мощности ГЭС осуществляется на напряжении 110 и 330 кВ.
Насосная ГАЭС. Входит в Куршавскую группу Каскада Кубанских ГЭС. Расположена на территории Карачаево-Черкесской Республики у поселка Водораздельный Прикубанского района, на 47-м километре Большого Ставропольского канала, 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 63НТВ-30 мощностью по 2,65/3,2 МВт. Оборудование выработало парковый ресурс. Использует перепад высот между Большим Ставропольским каналом 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 46 млн кВт.ч в год), а в мае - августе ГАЭС, работая в генераторном режиме, заполняет водохранилище (вырабатывая до 12 млн кВт.ч в год). Среднегодовая выработка ГАЭС за последние 22 года составляла 11 млн кВт.ч. Выдача мощности ГАЭС осуществляется на напряжении 110 кВ.
ГЭС-3. Входит в Барсучковскую группу Каскада Кубанских ГЭС. Расположена у пос. Каскадного 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 гг. Оборудование выработало парковый ресурс. Среднегодовая выработка ГЭС-3 за последние 22 года составляла 209 млн кВт.ч. 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. Среднегодовая выработка ГЭС за последние 22 года составляла 193 млн кВт.ч. Генераторы ГЭС присоединены к обмоткам низкого напряжения автотрансформаторов 330/110/10 кВ ПС ГЭС-4.
Свистухинская ГЭС. Входит в Барсучковскую группу Каскада Кубанских ГЭС. Расположена на 12-м 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. Среднегодовая выработка Свистухинской ГЭС за последние 22 года составляла 54 млн кВт.ч. Выдача мощности Свистухинской ГЭС осуществляется на напряжении 110 кВ.
Егорлыкская ГЭС. Входит в Сенгилеевскую группу Каскада Кубанских ГЭС. Расположена у с. Сенгилеевского 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 годах произошла замена гидротурбин. На гидрогенераторах была обновлена изоляция обмотки статора. Среднегодовая выработка Егорлыкской ГЭС за последние 22 года составляла 75 млн кВт. ч. Выдача мощности Егорлыкской ГЭС осуществляется на напряжении 110 кВ.
Сенгилеевская ГЭС. Входит в Сенгилеевскую группу Каскада Кубанских ГЭС. Расположена на 55-м км Невинномысского канала в поселке Приозерном Шпаковского района. ГЭС построена по деривационному типу, работает на стоке Невинномысского канала (режим работы - базовый по водотоку), водохранилищ и бассейнов суточного регулирования не имеет. Установленная мощность Сенгилеевской ГЭС - 15 МВт. Гидроэлектростанция введена в работу в 1954 году. На ГЭС установлено три гидроагрегата, два из которых мощностью по 4,5 МВт и один мощностью 6 МВт. Оборудование ГЭС было модернизировано в 1995 - 1996 годах, когда были заменены гидротурбины. В начале 2006 года был заменен устаревший и изношенный импортный гидрогенератор мощностью 6 МВт. Среднегодовая выработка Сенгилеевской ГЭС за последние 22 года составляла 78 млн кВт.ч. Выдача мощности Сенгилеевской ГЭС осуществляется на напряжении 110 кВ.
Егорлыкская ГЭС-2. Входит в Сенгилеевскую группу каскада Кубанских ГЭС. Расположена на реке Егорлык, вблизи поселка Левоегорлыкский Изобильненского района. Пуск ГЭС был осуществлен в конце декабря 2010 года. ГЭС построена по приплотинной схеме (пристроена к ранее построенной плотине буферного водохранилища Егорлыкской ГЭС), работает по стоку реки Егорлык, зарегулированному существующим Егорлыкским водохранилищем. Мощность ГЭС - 14,2 МВт, среднегодовая выработка 55,1 млн кВт.ч. 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 состав группы Сенгилеевских ГЭС каскада Кубанских ГЭС. Расположена на реке Егорлык вблизи г. Солнечнодольска Изобильненского района. ГЭС введена в эксплуатацию в 1953 году. Гидроэлектростанция построена по плотинно-деривационной схеме с безнапорной подводящей деривацией. Установленная мощность Новотроицкой ГЭС - 3,68 МВт. На ГЭС установлено два гидроагрегата мощностью по 1,84 МВт. Оборудование выработало парковый ресурс. Среднегодовая выработка Новотроицкой ГЭС за последние 22 года составляла 22 млн кВт.ч. Выдача мощности Новотроицкой ГЭС осуществляется на напряжении 35 кВ.
Мелкие ГЭС. Установленная мощность мелких ГЭС Ставропольской энергосистемы составляет 2,96 МВт, в том числе: Горячеводская - 0,16 МВт, Орловская ГЭС - 2,4 МВт и Ессентукская ГЭС - 0,4 МВт.
Выдача мелких ГЭС Ставропольской энергосистемы осуществляется на напряжении 35 кВ и 10 кВ.
Блокстанции. Установленная мощность блокстанций, расположенных на территории Ставропольской энергосистемы в настоящее время составляет 34 МВт, в том числе: ТЭЦ в г. Лермонтове - 22 МВт и ТЭЦ в г. Изобильном - 12 МВт. На ТЭЦ ОАО "Ставропольсахар" в г. Изобильном установлено два теплофикационных турбоагрегата Р-6-35, работающие на ТЭЦ с 1968 года. Парковый ресурс турбоагрегатов не исчерпан. Основным топливом блокстанций является природный газ. Выработка электроэнергии на блокстанциях в 2012 году составила 135,4 млн кВт.ч. Выдача их мощности осуществляется на напряжении 35 кВ.

1.4. Электрические сети

Электрические сети в Ставропольской энергосистеме развиваются на напряжении 500, 330, 110 и 35 кВ. Сети 330 и 500 кВ являются составной частью Единой национальной электрической сети и эксплуатируются филиалом ОАО "ФСК ЕЭС" Ставропольское предприятие МЭС Юга. Электрические сети напряжением до 110 кВ включительно эксплуатируются, в основном, филиалом ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго".
В силу своего центрального положения Ставропольская энергосистема имеет электрические связи практически со всеми энергосистемами ОЭС Юга (кроме Волгоградской и Астраханской энергосистем) 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, 2 ВЛ 330 кВ Ставропольская ГРЭС;
- Армавир, ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - Армавир, ВЛ 110 кВ Сенгилеевская ГЭС - Забайкаловская и ВЛ 110 кВ Заветная - НПС Успенская);
- Республики Дагестан (ВЛ 330 кВ Буденновск - Чирюрт и ВЛ 110 кВ Затеречная - Кочубей);
- 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 и ВЛ 110 кВ Дивное - Володаровская);
- Кабардино-Балкарской Республики (ВЛ 330 кВ Буденновск - Прохладная, ВЛ 330 кВ Машук - Прохладная, ВЛ 110 кВ Ростовановская - Прохладная, ВЛ 110 кВ Ново-Павловская 2 - Прохладная, ВЛ 110 кВ Прогресс - Малка и ВЛ 110 кВ Машук - Залукокоаже);
- Карачаево-Черкесской Республики (ВЛ 330 кВ ГЭС-4 - Черкесск, ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - ГЭС-2, ВЛ 330 кВ ГЭС-2 - Машук, ВЛ 110 кВ Зеленогорск - Учкекен, ВЛ 110 кВ Бекешевская - Учкекен, ВЛ 110 кВ Бекешевская - Ильичевская, ВЛ 110 кВ Суворовская - Октябрьская, ВЛ 110 кВ Т-302 - ГЭС-2, ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Академическая и ВЛ 110 кВ Новая деревня - Эркен-Шахар);
- Чеченской Республики (2 ВЛ 110 кВ Затеречная - Ищерская);
- Республики Северная Осетия - Алания (ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ и ВЛ 110 кВ Троицкая - Моздок).
Электроснабжение на территории Ставропольского края осуществляется от 3 центров питания 500 кВ (Ставропольская ГРЭС, ПС 500 кВ Невинномысск и ПС 500 кВ Буденновск) и 7 центров питания 330 кВ (Невинномысская ГРЭС, ГЭС-2, ГЭС-4, ПС 330 кВ Ставрополь, ПС 330 кВ Благодарная, ПС 330 кВ Прикумск и ПС 330 кВ Машук).
Установленная мощность АТ связи напряжением 500/330 кВ на подстанциях являющихся центрами питания составляет 3006 МВА, а напряжением 330/110 кВ - 2715 МВА, из них на электростанциях установлены АТ мощностью соответственно 1002 МВА и 1290 МВА.

Таблица 1.5

Протяженность ВЛ на территории Ставропольского края
и мощность трансформаторов, установленных на подстанциях,
в энергосистеме Ставропольского края на 01.01.2013

Напряжение
Протяженность ВЛ, км
Мощность ПС, МВА
Всего
в т.ч. ОАО "ФСК ЕЭС"
Всего
в т.ч. ОАО "ФСК ЕЭС"
500 кВ
568
568
3006
2004
330 кВ
1038,6
1021,6
2715
1425
110 кВ
4038,6
-
4646,6
-
Итого:
5645,2
1589,6
10367,6
3429

Протяженность ВЛ 110 кВ, эксплуатируемых филиалом ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго", на 01.01.2013 составляла 3905,9 км, суммарная мощность трансформаторов на ПС 110 кВ - 4009,7 МВА.
В 2012 году на Ставропольской ГРЭС выполнена замена АТ-301 330/110 кВ мощностью 125 МВА на АТ-306 330/110 кВ мощностью 200 МВА.
В 2012 году введены две новые ПС 110 кВ. В г. Михайловске проведена реконструкция ПС 35 кВ Радиозавод с переводом на напряжение 110 кВ. На ПС установлены два трансформатора 110/10 кВ мощностью по 25 МВА. Для присоединения ПС к энергосистеме построены заходы от ВЛ 110 кВ Промкомплекс - Московская протяженностью 10,4 км (провод АС-185). Для электроснабжения нефтепровода Каспийского трубопроводного консорциума (ЗАО "КТК-Р") в Ипатовском районе введена в эксплуатацию ПС 110 кВ НПС-4 с двумя трансформаторами мощностью по 40 МВА. Для присоединения ПС к энергосистеме построена ВЛ 110 кВ Ипатово - НПС-4 протяженностью 20,2 км (провод АС-185). На Свистухинской ГЭС произведена замена двух трансформаторов мощностью по 11 МВА на трансформаторы мощностью по 16 МВА. На ПС 110 кВ Южная в г. Ставрополе установлен трансформатор № 3 мощностью 25 МВА. На ПС 110 кВ Георгиевск установлена БСК мощностью 9,9 Мвар.
В связи с ликвидацией Арзгирской насосной станции демонтированы ПС 110 кВ АНС с трансформатором мощностью 2,5 МВА с отпайкой от ВЛ 110 кВ Голубая - Садовая на ПС 110 кВ АНС протяженностью 4,9 км.
Компенсация зарядной мощности ВЛ 500 и 330 кВ осуществляется шунтирующими реакторами, установленными на ПС 500 кВ Буденновск в ОРУ 500 кВ (3 x 60 Мвар) и в ОРУ 330 кВ (3 x 55 Мвар), на Ставропольской ГРЭС в ОРУ 500 кВ 2 x (3 x 60 Мвар), на ПС 500 кВ Невинномысск в ОРУ 500 кВ (3 x 60 Мвар).
На подстанциях 110 кВ филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" установлены компенсирующие устройства (БСК) общей мощностью 71,7 Мвар.

Таблица 1.6

Перечень БСК, установленных на ПС 110 кВ
Ставропольской энергосистемы на 01.01.2013

Наименование подстанций
Тип КУ
Кол-во
Руст, Мвар
Ррасп, Мвар
Техническое состояние КУ
ПС 110/35/10 кВ Ессентуки-II (ЦЭС)
БСК
1
9,9
9,9
удовл.
ПС 110/10 кВ Суворовская (ЦЭС)
БСК
2
10
10
не в работе
ПС 110/35/10 кВ Светлоград (СЭС)
БСК
2
12
9,1
удовл.
ПС 110/35/10 кВ Дивное (СЭС)
БСК
2
10
7
удовл.
ПС 110/35/10 кВ Ипатово (СЭС)
БСК
2
10
6,5
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.
Итого:

12
71,7
62,3


Напряжение в сети 110-500 кВ в зимний режимный день 2012 года находилось в пределах:
110 кВ - 107-122 кВ
330 кВ - 328-352 кВ
500 кВ - 482-504 кВ
Электрические сети напряжением до 110 кВ включительно эксплуатируются в основном филиалом ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" силами шести Производственных отделений: Центральные электрические сети, Западные электрические сети, Прикумские электрические сети, Новотроицкие электрические сети, Светлоградские электрические сети и Восточные электрические сети.
Ниже дана более подробная характеристика существующего состояния электрических сетей 110 кВ и выше по Производственным отделениям филиала ОАО "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.
Электрическая нагрузка в максимум зимнего режимного дня 2012 года составила 357 МВт. Максимальная нагрузка энергорайона за последние 5 лет достигала величины 367,1 МВт в 2008 году.
Основным центром питания энергорайона является 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 40 МВА и трансформатор 110/10/10 кВ мощностью 40 МВА. Электроснабжение энергорайона осуществляется через 35 ПС 110 кВ, на которых установлено 65 трансформаторов 110 кВ суммарной мощностью 1027,9 МВА.
Нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ 2 x 200 МВА на ПС 330 кВ Машук в максимум зимнего режимного дня 2012 г. составляла 242 МВА. В период максимальных нагрузок осенне-зимнего периода 2011 - 2012 гг. токовая загрузка автотрансформаторов 330/110 кВ на ПС 330 кВ Машук достигала величины, при которой аварийное отключение одного из АТ-1 приводит к перегрузке свыше длительно допустимой величины второго АТ. Нагрузка трансформаторов 110/35/10 кВ 2 x 40 МВА в максимум зимнего режимного дня 2012 г. составляла 50,4 МВА, что составляет 126% мощности трансформаторов для схемы "N-1".
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 Кубанская ГЭС-3, ТЭЦ в г. Лермонтове, Кисловодская ТЭЦ, Горячеводская ГЭС и Ессентукская ГЭС. Суммарная установленная мощность электростанций составляет 121,6 МВт, а их участие в покрытии максимума нагрузки зимнего режимного дня 2012 года - 25,1 МВт.
За последние пять лет наиболее загруженными были трансформаторы на ПС 110 кВ Ессентуки-2 - 77,8%, Зеленогорская - 53,6%, Минводы-2 - 56,1%, Провал - 60%, Белый Уголь - 51,8% и ПС 35 кВ Ясная Поляна 1 - 75,7% от суммарной установленной мощности трансформаторов.
Наибольшие перетоки мощности имели место по ВЛ 110 кВ Машук - Ессентуки-2 (43 МВт), Машук - ГНС (44 МВт) и по ВЛ 110 кВ, питающим Центральный энергорайон от ПС 330 кВ Черкесск и ГЭС-2 (45-57 МВт).
Напряжение в сети 110 кВ в максимум режимного дня 2012 года находилось в пределах 108 - 112 кВ. Наименьшее напряжение на ПС 110 кВ Зеленогорская, Парковая, Запикетная. 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 нерабочем состоянии).
Западные электрические сети.
Энергорайон включает электрические сети городов Ставрополя, Невинномысска и Михайловска, а также Кочубеевского, Шпаковского и Грачевского районов. Электрическая нагрузка энергорайона в максимум зимнего режимного дня 2012 года составляла 556,5 МВт.
Электроснабжение энергорайона осуществляется по сети 110 кВ от ПС 330/110 кВ Ставрополь, Кубанской ГЭС-3 и ГЭС-4, от Невинномысской ГРЭС и от Ставропольской ГРЭС. Суммарная нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ 3 x 125 МВА на ПС 330 кВ Ставрополь в максимум зимнего режимного дня 2012 г. составляла 178 МВА.
На территории, обслуживаемой Западными электрическими сетями, функционируют также Свистухинская ГЭС, Сенгилеевская ГЭС и Егорлыкская ГЭС. Суммарная установленная мощность электростанций составляет 70,9 МВт, а их участие в покрытии максимума нагрузки зимнего режимного дня 2012 года незначительно и составляет 7-10 МВт. В летний период эти ГЭС покрывают 50 - 56 МВт потребности энергорайона.
На территории Западных электрических сетей функционируют 25 подстанций 110 кВ на которых установлено 49 трансформаторов с суммарной мощностью 1271,4 МВА. Наиболее загружены трансформаторы на ПС 110 кВ Западная - 61%, Центральная - 45,3%, Восточная - 51,4%, Заводская - 47,1% и ПС 35 кВ Аэропорт - 72,8% от суммарной мощности установленных трансформаторов.
Наибольшие перетоки мощности в максимум нагрузки зимнего режимного дня 2012 года в нормальной схеме сети 110 кВ имели место:
- по ВЛ 110 кВ отходящим от Невинномысской ГРЭС: Невинномысская ГРЭС - Новая Деревня (66 МВт), Невинномысская ГРЭС - Прикубанская (48 МВт) Невинномысская ГРЭС - Южная (49 МВт);
- по ВЛ 110 кВ, отходящим от ПС 330 кВ Ставрополь: Ставрополь - Восточная, Ставрополь - Птицепром (38 МВт);
- по транзитным ВЛ 110 кВ, отходящим от Ставропольской ГРЭС в направлении Западного энергорайона: Ставропольская ГРЭС - Солнечная - Дружба - Егорлыкская ГЭС - Сенгилеевская ГЭС (68 МВт на головном участке) и ДКС-2 - Рыздвяная - Московская - Радиозавод - Промкомплекс (55 МВт на головном участке). Перетоки по этим ВЛ превышают рекомендуемые перетоки по экономической плотности тока в 2,1 - 2,4 раза.
Напряжение в сети 110 кВ в максимум режимного дня 2012 года обеспечивалось в пределах 112 - 117 кВ. Наименьшее напряжение на ПС 110 кВ - Центральная, Западная, Лесная. Компенсирующих устройств в сетях 110 кВ Западного энергорайона нет.
Прикумские электрические сети.
Энергорайон включает в себя электрические сети городов Буденновска и Нефтекумска, а также Арзгирского, Буденновского, Левокумского и Нефтекумского районов. Электрическая нагрузка в максимум зимнего режимного дня 2012 года составила 159 МВт.
Генерирующих источников на территории энергорайона нет. Электроснабжение района осуществляется от ПС 330 кВ Прикумск и ПС 500 кВ Буденновск.
На ПС 500 кВ Буденновск установлено две группы автотрансформаторов 500/330 кВ мощностью 2 x (3 x 167) МВА и один автотрансформатор 330/110 кВ мощностью 125 МВА. На ПС Прикумск установлено два автотрансформатора 330/110/10 кВ мощностью по 200 МВА и два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью по 16 МВА.

Таблица 1.7

Загрузка автотрансформаторов ПС Буденновск и ПС Прикумск
в максимум зимних режимных дней 2008 - 2012 гг.

МВА
Наименование ПС и мощность АТ
2008 г.
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
ПС 500 кВ Буденновск
АТ 500/330 кВ 2 x (3 x 167) МВА
597,4
652,1
505,8
523,5
600
АТ 330/110 кВ 1 x 125 МВА
откл.
26,1
32,1
26,7
22,2
ПС 330 кВ Прикумск
АТ 330/110 кВ 2 x 200 МВА
235
223,9
214
177,7
236,9

На территории энергорайона в настоящее время эксплуатируется 25 ПС 110 кВ. На ПС 110 кВ установлено 38 трансформаторов 110 кВ суммарной мощностью 474,4 МВА.
Наиболее загружены трансформаторы на ПС 110 кВ Ачикулак - 65% и Восточная - 90,5% от суммарной мощности установленных трансформаторов.
Загрузка ВЛ 110 кВ находится в основном в пределах рекомендуемой по экономической плотности тока, кроме ВЛ 110 кВ Нефтекумск - Затеречная, перетоки мощности по которой в 2 раза превышают рекомендуемые по экономической плотности тока.
Напряжение в сети 110 кВ в максимум режимного дня 2012 года находилось в пределах 109 - 116 кВ. Минимальное напряжение на ПС 110 кВ Затеречная, Компрессорная, Восточная, Ачикулак, Каясула. В сетях 110 кВ Прикумских электрических сетей компенсирующих устройств нет.
Светлоградские электрические сети.
Энергорайон включает электрические сети городов Светлоград, Ипатово и Благодарный, а также Благодарненского, Петровского, Туркменского, Ипатовского и Апанасенковского районов. Электрические нагрузки в максимум зимнего режимного дня 2012 года составили 81,4 МВт.
Генерирующих источников на территории энергорайона нет. Основное электроснабжение района осуществляется от ПС 330 кВ Благодарная. На ПС 330 кВ Благодарная установлен один автотрансформатор 330/110/10 кВ мощностью 125 МВА. Загрузка автотрансформатора 330/110 кВ на ПС 330 кВ Благодарная в максимум зимних режимных дней 2008 - 2012 гг. составляла 65 - 77 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 подстанциях 110 кВ установлено 37 трансформаторов 110 кВ суммарной мощностью 467,4 МВА.
Загрузка ВЛ 110 кВ находится в пределах рекомендуемой по экономической плотности тока, кроме ВЛ 110 кВ Благодарная - Благодарная - 110, переток мощности по которой в максимум зимнего режимного дня 2012 года составлял 36 МВт (181 А), что в 1,5 раза превышает рекомендуемый по экономической плотности тока для провода АС-120.
Трансформаторы на ПС 110 кВ в отчетный период были загружены менее чем на 50% от их суммарной мощности.
Напряжение в сети 110 кВ в максимум режимного дня 2012 года находилось в пределах 114 - 116 кВ. На ПС 110 кВ Дивное, Дербетовская и Дунда, питание которых осуществлялось от энергосистемы Республики Калмыкия, напряжение составляло 111 кВ.
В электрической сети 110 кВ энергорайона установлено 41,9 Мвар компенсирующих устройств, в том числе: ПС 110 кВ Светлоград - 12 Мвар, ПС 110 кВ Дивное - 10 Мвар, ПС 110 кВ Ипатово - 10 Мвар и на новой ПС 110 кВ НПС-4 - 9,9 Мвар. Суммарная располагаемая мощность КУ составляет 32,5 Мвар.
Новотроицкие электрические сети.
Энергорайон включает электрические сети городов Новоалександровска и Изобильного, а также Изобильненского, Новоалександровского, Труновского и Красногвардейского районов. Электрическая нагрузка подстанций 110 кВ энергорайона в максимум зимнего режимного дня 2012 года составила 134,1 МВт. Максимальная нагрузка энергорайона за последние 5 лет достигала 155,6 МВт в 2010 году.
Электроснабжение энергорайона осуществляется по сети 110 кВ от Ставропольской ГРЭС. На территории энергорайона 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 2012 года - 1,3 МВт.
На Ставропольской ГРЭС установлены два АТ 330/110 кВ мощностью по 200 МВА (в 2012 году АТ-301 330/110 кВ мощностью 125 МВА был заменен на АТ-306 330/110 кВ мощностью 200 МВА).
Количество ПС 110 кВ на территории энергорайона в настоящее время составляет 20 шт. На ПС 110 кВ установлено 36 трансформаторов 110 кВ суммарной мощностью 373,8 МВА.
Наибольшие перетоки мощности имеют место по ВЛ 110 кВ отходящим от Ставропольской ГРЭС на ПС 110 кВ Солнечная (68 МВт), Междуреченская (51 МВт) и ДКС-2 (43 МВт), перетоки мощности по которым в 1,5 - 2 раза превышают рекомендуемые по экономической плотности тока.
Трансформаторы на подстанциях 110 кВ в загружены менее чем на 50% от их суммарной мощности.
Напряжение в сети 110 кВ в максимум зимнего режимного дня 2012 года находилось в пределах 117 - 121 кВ. В сети 110 кВ Новотроицких электрических сетей компенсирующих устройств нет.
Восточные электрические сети.
Энергорайон включает электрические сети городов Георгиевска, Новопавловска и Зеленокумска, а также Георгиевского, Советского, Кировского, Степновского и Курского районов. Электрическая нагрузка подстанций 110 кВ энергорайона в максимум зимнего режимного дня 2012 года составляла 116 МВт.
Электроснабжение энергорайона осуществляется по четырем ВЛ 110 кВ из Центрального энергорайона: Машук - Георгиевск, Машук - Подкумок, Георгиевск - Минводы-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 транзитной ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Ростовановская - Соломенская - Восток - Троицкая - Моздок.
На территории Восточного энергорайона эксплуатируется 22 ПС 110 кВ. На ПС 110 кВ установлено 44 трансформатора 110 кВ суммарной мощностью 582,8 МВА.
На территории энергорайона функционирует малая Орловская ГЭС (Руст. = 2,4 МВт), которая не играет существенной роли в покрытии нагрузок.
Загрузка ВЛ 110 кВ находится в пределах рекомендуемой по экономической плотности тока.
Загрузка трансформаторов на ПС 110 кВ, не превышает 50% от их суммарной мощности.
Напряжение в сети 110 кВ в максимум режимного дня 2012 года находилось в пределах 111 - 113 кВ. В 2012 году на ПС 110 кВ Георгиевск установлена БСК мощностью 9,9 Мвар.

1.5. Динамика отпуска тепловой энергии на территории
Ставропольского края

Динамика потребления тепловой энергии на территории Ставропольского края в 2008 - 2012 гг. по данным ГУП СК "Крайтеплоэнерго" приведена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1. Динамика потребления тепловой энергии
на территории Ставропольского края в 2008 - 2012 гг.

Рисунок не приводится.

2. ОЦЕНКА СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ
В СТАВРОПОЛЬСКОМ КРАЕ В 2013 - 2019 ГГ.

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

2.1. Центральный энергорайон

Основное увеличение электрических нагрузок в энергорайоне предполагается за счет развития курортного, туристического и агропромышленного комплексов, а также жилищного строительства.
В соответствии с инвестиционной программой развития курортного и туристического комплекса Кавминвод до 2025 года в регионе на средства частных инвесторов запланировано строительство десятка новых крупных санаториев и строительство целого ряда современных многопрофильных курортно-туристических комплексов (комплекс "Сана" в Пятигорске, "Гранд Спа Юца" в Предгорном районе, "Долина минеральных вод" в Железноводске, комплекс СПА-отель 5* в Кисловодске и другие).
Кроме того в целях развития региона как туристического центра запланировано строительство ряда объектов индустрии развлечений (в Ессентуках - аквапарк, в Кисловодске - развлекательный комплекс "Старое озеро", парк культуры и отдыха "Солнечный город" и горнолыжная трасса, в районе международного аэропорта Минеральных Вод - многофункциональный выставочный комплекс).
27.08.2010 вышло Распоряжение Правительства Ставропольского края № 345-рп "О создании регионального туристско-рекреационного парка на территории города-курорта Железноводска Ставропольского края".
В районе горы Развалка ООО "Петербургкурортстрой" (резидент парка) планировало реализовать строительство санаторно-курортного комплекса "Горное Море". Инвестиционное соглашение по проекту "Горное море" было подписано с Губернатором Ставропольского края осенью 2008 года. Общая площадь зоны курорта "Горное Море" составит 347,8 га, из которых 213,9 га отводится под дендропарк с полным сохранением естественного природного ландшафта горы Развалка. В ходе реализации данного проекта на оставшихся 134 га предполагается строительство четырех санаторно-курортных комплексов, способных принять одновременно до 5 тыс. человек, а ежегодно - более 60 тыс. человек. В мае 2013 года запланированное строительство крупного санаторно-курортного комплекса приостановлено. Причиной тому явилось лишение компании-исполнителя ООО "Петербургкурортстрой" статуса резидента регионального туристско-рекреационного парка, который был создан на территории города-курорта.
В соответствии с постановлением Правительства РФ в 2007 году для привлечения инвестиций в развитие туристско-рекреационного комплекса Кавказских Минеральных Вод была создана ОЭЗ туристско-рекреационного типа "Гранд Спа Юца".
Территория ОЭЗ площадью 843 га расположена на территории КВМ, в Предгорном районе у подножия горы Джуса-1 в 10 км от города-курорта Пятигорска и в 35 км от международного аэропорта Минеральные Воды. Концепция проекта предполагает строительство на юго-восточном склоне горы современных туристских комплексов, рассчитанных на 4,5 тыс. мест, и крупнейшего в России медицинского центра. Медицинский центр на 900 мест будет расположен на участке площадью 60 гектаров. Ожидается, что центр сможет принимать около 25 тыс. человек в год.
В январе 2013 года вышло постановление Правительства РФ о включении особой экономической зоны туристско-рекреационного типа "Гранд Спа Юца" в состав туркластера Северо-Кавказского федерального округа.
Нагрузка проекта "Гранд Спа Юца" предварительно оценивается в 25 МВт.
Консалтинговая компания "2В Групп" планирует реализовать на окраине города-курорта Железноводска инвестиционный проект "Долина Минеральных Вод", подразумевающий по сути строительство нового города в системе городов-курортов Кавказских Минеральных Вод. В рамках реализации проекта предполагается комплексное освоение территории площадью 1430 га, строительство коттеджного поселка, аквапарка, санаторно-курортной и других зон недалеко от поселка Иноземцево (предполагаемая нагрузка - 10 - 11 МВт). В рамках IX Международного форума "Сочи-2010" руководство компании "2В Групп" подписало соглашение о реализации проекта с администрацией города-курорта Железноводска. На инвестиционном форуме подписано соглашение с финансовой корпорацией "Уралсиб" о сотрудничестве в области финансирования и страхования проекта. Предполагаемый эффект от реализации этого проекта - создание санаторно-курортного комплекса для количества отдыхающих до 105 тыс. человек в год.
В юго-западной части города Пятигорска на территории 25 га ООО "Курорт-Инвест" планирует строительство спортивно-оздоровительного комплекса "Новопятигорское озеро" (предполагаемая нагрузка - 6,8 МВт).
У западного склона горы Машук (недалеко от места дуэли Лермонтова) планируется возвести рекреационный комплекс "Сана". На территории "Саны" (общая площадь участка - 6 га) будут размещены гостиничный комплекс "Сады Семирамиды", лечебно-диагностический и водный комплексы, ландшафтный парк "Изумрудная гора", конгресс-центр площадью 4300 кв. м и другие постройки (предполагаемая нагрузка - 2,8 МВт).
На въезде в г. Пятигорск реализуется проект многофункционального комплекса "Пятигорск Экспо" с выставочной площадью порядка 20 тыс. кв. м, с отелем высокого уровня (предполагаемая нагрузка - 2,9 МВт).
ООО "Пятигорский молочный комбинат" планирует расширение своего производства в г. Пятигорске (предполагаемая нагрузка - 1,3 МВт) и строительство своего филиала в г. Ессентуки (предполагаемая нагрузка - 5 МВт).
В п. Иноземцево на участке 300 га ведется строительство нового центра МЧС для местного воинского спасательного отряда (предполагаемая нагрузка - 3,9 МВт).
ОАО "Корпорация развития Северного Кавказа" выступает инвестором строительства крупнейшего в СКФО Многофункционального выставочного центра "Минводы ЭКСПО" в пригороде г. Минеральные Воды (предполагаемая нагрузка - 3 МВт). Комплекс включит в себя 25 тыс. кв. м выставочных площадей, а также 5 тыс. кв. м конгрессных и офисных помещений. МВЦ "Минводы ЭКСПО" строится в непосредственной близости от международного аэропорта Минеральные Воды, на 357 км федеральной трассы "Кавказ".
На XII Международном инвестиционном форуме "Сочи-2013" было подписано соглашение между ОАО "Корпорация развития Северного Кавказа" и ОАО "Международный аэропорт Минеральные Воды" о строительстве гостиницы в непосредственной близости от аэропорта в рамках реализации программы развития Международного аэропорта "Минеральные Воды".
ЗАО "Лира" строит гостиницу квартирного типа на территории Этокского с. п. в Предгорном районе (предполагаемая нагрузка - 1,1 МВт) и торговый рынок в п. Горячеводский (предполагаемая нагрузка - 1,1 МВт).
30.01.2012 вышло Распоряжение Правительства Ставропольского края № 36-рп "О создании регионального индустриального парка "Александровский" в Ставропольском крае".
Региональный индустриальный парк "Александровский" расположен на 4 земельных участках общей площадью 50,86 га в границах с. Александровское.
Резидент парка ООО "Экоагрохолдинг" планирует реализацию нескольких мини-производств по переработке сельскохозяйственной продукции на участке 8,5 га: производство одноразовой биоразлагаемой посуды и упаковки по эксклюзивной технологии компании "Экопосуда Намасте", производство масла, крахмала и патоки, зернохранилище и лабораторию. После выхода на полную производственную мощность (по плану, в конце 2014 - начале 2015 года) предприятие наладит выпуск почти 50 млн условных единиц тары в год (стаканы, кофейные чашки, тарелки, ланч-боксы и столовые приборы).
5 апреля 2012 года было принято решение о изменении территориальных границ регионального индустриального парка "Александровский" за счет присоединения двух земельных участков общей площадью 51 га, расположенных в западной части села Александровского. На данной территорий планировалось строительство тепличного комплекса, логистического центра и завода по переработке и консервированию овощей ООО "Терра-Эко", включенного в перечень резидентов парка. В декабре 2012 года ООО "Терра-Эко" была лишена статуса резидента парка.
Координационным региональным советом по привлечению инвестиций в Ставрополье в декабре 2012 года было принято решение создать региональный индустриальный парк на территории восточной промышленной зоны г. Минеральные Воды. Общая площадь индустриального парка будет составлять 59 га, большая часть которой (34 га) будет занимать транспортно-логистический комплекс, и оставшиеся 25 га будут отданы под фармацевтическое производство.
ЗАО "Кулон - Югрос" (входит в состав группы компаний "Эспро") и ЗАО Строительное объединение "Аксон-Н" осуществляют возведение транспортно-логистического комплекса. Общая площадь комплекса "Кулон Югрос" составляет 55 тыс. кв. м. Первая очередь проекта площадью 27,2 тыс. кв. м введена в эксплуатацию в I квартале 2011 г. Еще один возможный резидент - ЗАО медицинская компания "Медакс" имеет планы по строительству крупного фармацевтического комплекса.
ОАО "Россельхозбанк" создает агропромышленный парк в селе Ульяновка Минераловодского района на площади 190 га. Строительство комплекса будет вестись в три этапа. В ходе реализации первого этапа (2012 - 2014 годы) создадут логистическую зону - будут возведены комплекс современных овощехранилищ общей мощностью 120 - 160 тысяч тонн хранения, комплекс средне-, мелкооптовых рынков, холодильный склад на 40 тысяч тонн хранения, а также комплекс сухих складов. Второй этап строительства предусматривает возведение производственной зоны и намечен на период до 2017 года. За это время планируется построить овощеперерабатывающий комбинат, мясокомбинат, консервный и маргариновый заводы, завод по переработке семян рапса, создать производство готовых рационов питания и завод по производству блочной говядины, свинины и баранины для глубокой переработки мощностью около 24 тыс. т продукции в год. Третий этап будет реализован до 2020 года. За это время будет создана машинно-технологическая и торгово-деловая зоны.
В г. Пятигорске строится жилой микрорайон "Западный" с заявленной нагрузкой 9,6 МВт. Срок строительства 2014 - 2018 гг.
В г. Лермонтов на ОАО "Гидрометаллургический завод" реализуется инвестиционный проект "Увеличение глубины переработки фосфорного сырья". Проект предусматривает увеличение выпуска уже действующего производства водорастворимых фосфорных удобрений, а также организацию производства новой продукции, концентратов редкоземельных элементов, удобрений в мелкой фасовке и строительного гипса. Завершить проект планируется к 2014 году. Проект включен в перечень государственных гарантий Российской Федерации по кредитам, выдаваемым на реализацию инвестиционных проектов на территории СКФО.
В г. Кисловодске строятся кадетский корпус и санаторий МЧС с заявленной нагрузкой по 1 МВт. На инвестиционном форуме "Сочи-2011" подписано соглашение с ООО "БВП" (группа компаний ОАО "Нарзан") о строительстве в Кисловодске санаторно-курортного комплекса - СПА-отеля 5+ мирового уровня, рассчитанного на 300 номеров.
ЗАО "Артезианское" в марте 2013 года открыло в Новоселицком районе Ставропольского края мясоперерабатывающий завод мощностью 1,5 - 2 тыс. т продукции в год.
В Новоселицком районе на берегу водохранилища "Волчьи Ворота" ООО "Свободный труд" строит культурно-оздоровительный гостиничный комплекс "Золотые пески", рассчитанный на 450 мест. Для размещения отдыхающих планируется возвести коттеджный поселок с ресторанами, кафе-верандами, барами, детскими площадками, зоопарком. 16 коттеджей для отдыхающих уже построено.
Группа компаний "Евродон" планирует строительство промышленного комплекса по выращиванию индейки в Андроповском районе. В состав промышленного комплекса войдут: инкубатор мощностью 1 миллион яиц в год, 160 корпусов птичников выращивания и подращивания, комбикормовый завод мощностью 150 тысяч тонн корма в год, завод подстилочной стружки, мясоперерабатывающий завод мощностью 60 тысяч тонн, завод натуральных удобрений мощностью 80 тысяч тонн, а также автопредприятие, здания офиса и лаборатории.

2.2. Западный энергорайон

Основное увеличение электрических нагрузок в энергорайоне предполагается за счет развития промышленности и жилищного строительства.
17.06.2010 вышло Распоряжение Правительства Ставропольского края № 251-рп "О создании регионального индустриального парка на территории города Невинномысска Ставропольского края".
Невинномысский региональный индустриальный парк расположен в северной промышленной зоне г. Невинномысска на участке около 700 га и состоит из двух очередей: первая, площадью 204 гектара, примыкающая к ОАО "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" (введен в работу в сентябре 2011 г.);
- завод по производству сэндвич-панелей и систем вентиляции ЗАО "Лиссант-Юг" (1-я очередь завода по производству сэндвич-панелей проектной мощностью 1,5 млн кв. м в год введена в работу в мае 2012 г., 2-ю очередь завода по производству систем вентиляции проектной мощностью около 1 млн кв. м в год намечается ввести в 2014 году);
- завод по производству оцинкованных профилей для монтажа гипсокартонных плит ООО "Невинномысский профиль" проектной мощностью 7 тыс. т продукции в год (1-я очередь завода введена в работу в октябре 2012 г., 2-ю очередь завода по производству легких стальных тонкостенных конструкций (ЛСТК) для каркасного строительства зданий различного назначения, а также производство несущих каркасов для вентилируемых фасадов намечается ввести в 2013 году);
- завод ООО "Южная строительная компания" по выпуску товарного бетона, бетоноизделий и СИП-панелей для строительства домокомплектов проектной мощностью 100 тыс. кв. м готового жилья в год (введен в работу в октябре 2012 г.);
- металлургический завод ООО "СтавСталь" (1-ю очередь завода - прокатный цех производительностью 300 тыс. т проката строительного сортамента в год планируется ввести в эксплуатацию в конце 2013 года, а 2-ю очередь - электросталеплавильный цех производительностью 500 тыс. т в год в конце 2014 года);
- завод по производству полимерных биоцидов ООО "Техно-Пром" проектной мощностью 2 тыс. т продукции в год (ввод намечен в 2014 году);
- завод по производству сухих строительных смесей ООО "ПК Строймонтаж ЮГ" (реализация проекта - второе полугодие 2015 года);
- завод по производству диметилового эфира высокой чистоты ООО "Инновации. Проекты. Инжиниринг" мощностью 2400 т в год (реализация проекта - второе полугодие 2015 года);
- фабрика по первичной обработке шерсти ООО "Невинномысская фабрика первичной обработки шерсти" проектной мощностью до 2200 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 поробетона ООО "Иннова Строй Групп" производственной мощностью материалов для 270 тыс. кв. метров жилой площади в год;
- завод по производству многослойных мешков ООО "МК-Невпром" (ввод намечен в 2013 году).
Заявленная нагрузка предприятий 1-й очереди парка составляет 100 МВт.
Якорным резидентом второй очереди индустриального парка намерена выступить ООО "ДерВейс Индастриал" (г. Черкесск), которая 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.
Между правительством Ставропольского края и ФСК подписано соглашение о строительстве электрических сетей и подстанций мощностью 249 МВт (с учетом 39,4 МВт нагрузка металлургического завода ООО "СтавСталь") на территории второй очереди регионального парка.
В июле 2013 года на территории ОАО "Арнест" в г. Невинномысске был открыт завод по производству алюминиевых рондолей "Алюмар" производительностью 6 тыс. т рондолей в год. Этот завод вместе с предприятием "Терминал" в РИП "Невинномысск" является составной частью первого этапа проекта национального аэрозольного кластера.
ООО "Птицекомбинат" в г. Невинномысске завершает реконструкцию цеха холодильной обработки и хранения мясной продукции с нагрузкой 6 МВт.
Для производства электронного оборудования ООО "Нанотех" в г. Невинномысске создает площадку по росту кристаллов Корунд с нагрузкой 6 МВт.
08.05.2013 вышло Распоряжение Правительства Ставропольского края № 143-рп "О создании регионального индустриального парка "Северо-Западный" на территории города Ставрополя".
Региональный индустриальный парк "Северо-Западный" общей площадью 77,5 га расположен в г. Ставрополе по улице Коломийцева.
Резидентами парка утверждены две компании:
- ООО "Фирма "Вита" намерена реализовать на территории 11 га проект "Производство готовых лекарственных препаратов с аттестацией по международному стандарту качества (GMP) Евросоюза";
- ООО "Объединенная Мебельная Корпорация" (ОМК) собирается организовать на площадке в 6,5 га производство корпусной мебели мощностью 90 тысяч комплектов мебели в год.
Заинтересованность в реализации проектов на территории регионального парка проявили также ООО "Ставропольская кондитерская фабрика" с инвестиционным проектом "Организация выпуска кондитерских изделий", ООО "ПО Агротехпром" с инвестиционным проектом "Производство продуктов питания, готовых к употреблению, замороженных полуфабрикатов", ОАО "Ставропольская МДС ПМК" с инвестиционным проектом "Создание крупномасштабного сельскохозяйственного перерабатывающего комплекса в составе элеватора, мукомольного и комбикормового заводов", а также ЗАО "Мирком" с инвестиционным проектом "Строительство завода по выпуску высокоточной, высокотехнологичной электроники".
23.12.2011 вышло Распоряжение Правительства Ставропольского края № 581-рп "О создании регионального индустриального парка "Фармацевтика" на территории Ставропольского края".
Региональный индустриальный парк "Фармацевтика" расположен на Старомарьевском шоссе на территории г. Ставрополя и с. Надежда Шпаковского муниципального района и занимает 62 га. Одним из главных инвестиционных проектов парка "Фармацевтика" станет завод по производству антибиотиков, липосомальных наноконтейнеров, инфузионных растворов и лекарственных средств, дженериков ОАО "Научно-производственный концерн "Эском" (в конце 2011 года на площади 10 га началось строительство завода). Мощность будущего предприятия составит 22 млн флаконов в год. Запуск производства запланирован на 2015 год.
Среди резидентов - ЗАО "Биоком", ФГУП "Ставропольская биофабрика", ОАО НПО "Пульс +", ЗАО "Ст.-Медифарм", филиал ФГУП НПО "Микроген" "Аллерген". В перспективе - производство готовых лекарственных препаратов с использованием нанотехнологий с объемом производства 5 млрд капсул и таблеток в год.
Индустриальный парк "Фармацевтика" должен стать основной базой для планируемого фармкластера в г. Ставрополе (предполагаемая нагрузка - 20 МВт).
В октябре 2011 года ОАО "Монокристалл" в г. Ставрополе запланировал расширение мощностей по производству сапфира и сапфировых пластин для производства светодиодов и других промышленных целей (заявленная нагрузка - 12 МВт).
В г. Ставрополе основная массовая жилищная застройка намечается в Юго-Западном районе. В настоящее время ведется активное строительство в 530-м квартале этого района. В числе энергичных застройщиков - ПКСЖ "Дружба". Эта организация ведет строительство четырех многоэтажных домов на ул. Доваторцев (заявленная нагрузка - 5,6 МВт). В 566 квартале города по улице Южный обход ведется строительство нового микрорайона для военнослужащих (военный городок № 26) на 7,7 тыс. жителей (заявленная нагрузка - 10 МВт). Также здесь планируется реализация инвестиционного проекта по строительству крупного микрорайона. Проект "529 квартал" предполагает комплексное освоение территории площадью 525 га в Юго-Западном районе. Общая площадь жилой застройки превысит 4 млн кв. метров. В рамках этого проекта началось строительство жилого комплекса на ул. Рогожникова (заявленная нагрузка - 11,7 МВт).
В центре города строится жилой комплекс на ул. Черняховского (заявленная нагрузка - 5 МВт).
На северо-западной стороне г. Ставрополя вдоль автодороги М4 планируется строительство жилого района "Русский лес" (заявленная нагрузка - 10 МВт). На земельном участке общей площадью 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.
Кроме того имеются заявки на техприсоединение в г. Ставрополе здания банка ОАО "Сбербанк России" (заявленная нагрузка - 2,56 МВт), комплекса зданий и сооружений Филиала ГПИ (Голицынский пограничный институт) (заявленная нагрузка - 2,6 МВт), колбасного цеха ООО "ПО Агротехпром" (заявленная нагрузка - 2,6 МВт) и Центра обработки данных ОАО "Ростелеком" (заявленная нагрузка - 1 МВт). По информации филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ, в 2013 г. техприсоединения этих потребителей выполнены.
Для увеличения эффективности системы водозаборов и водоподачи для водоснабжения г. Ставрополя строится насосная станция 2-го подъема (заявленная нагрузка - 18 МВт).
15.07.2011 вышло Распоряжение Правительства Ставропольского края № 271-рп "О создании регионального индустриального парка на территории города Михайловска Шпаковского района Ставропольского края".
Этот региональный индустриальный парк был создан для реализации инвестиционного проекта "Строительство завода по производству малотоннажных грузовиков". Соглашение о реализации этого проекта с консорциумом "ИНТРАЛЛ" было подписано в рамках IX Международного форума "Сочи-2010", но в конце 2012 года компания отказалась от своих намерений.
В 2013 году ООО АК "Ставрополь Авто" подало заявку на строительство на территории регионального индустриального парка г. Михайловска завода по сборке автомобилей мощностью до 200 тыс. автомобилей в год (заявленная нагрузка - 13 МВт). Предполагаемый ввод завода 2015 г.
На границе с городом Михайловском, в семи километрах от международного аэропорта "Ставрополь" ведется строительство Южного нанотехнологического центра. Общая площадь комплекса зданий наноцентра превысит 5 тыс. кв. м. Создаваемый наноцентр будет специализироваться на нескольких направлениях: наноматериалы, нанобиотехнологии и наноэлектроника.
В г. Михайловске строятся два микрорайона: "Северо-Запад" на территории бывшего ГУП ОПХ Михайловское (заявленная нагрузка - 3,9 МВт) и "Восточный" (заявленная нагрузка - 2,2 МВт).
В с. Верхнерусском Шпаковского района планируется строительство военных городков "ДСК" и "Фрегат" (заявленная нагрузка - 1,45 МВт).
В ст. Беломечетской Кочубеевского района ООО "Ставропольский птицекомплекс" расширяет производственные площадки для выращивания бройлеров (заявленная нагрузка - 2 МВт).
В Кочубеевском районе "Хенкель Баутехник" в октябре 2013 года запустило завод по производству строительных смесей, строительство которого началось в 2012 году. Производительность - 120 - 130 тысяч тонн готовой продукции в год.
В СПК колхозе-племзаводе имени Чапаева Кочубеевского района в 2013 году завершена реконструкция молочно-товарной фермы на семьсот голов, а в ООО "Птицефабрика "Грачевская" в Грачевском районе произошло расширение производства.
На базе ООО "СХП АПК "Старомарьевский" в с. Старомарьевка Грачевского района планируется строительство комбината крахмалопродуктов (организация производства по глубокой переработке зерна) с нагрузкой 10 МВт.

2.3. Прикумский энергорайон

Основное увеличение электрических нагрузок в энергорайоне предполагается за счет строительства газохимического комплекса (ГХК) ОАО "ЛУКОЙЛ" с индустриальным парком в г. Буденновске и развития агропромышленного комплекса.
Нефтяная компания ОАО "ЛУКОЙЛ" в ноябре 2011 года приступила 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 (к 2015 году) планируется построить первую очередь газоперерабатывающей установки на 2,2 млрд куб. м для переработки газа с месторождений им. Ю. Корчагина и В. Филановского 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 вышло Распоряжение Правительства Ставропольского края № 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" с проектом строительства Буденновской ТЭС при "Ставролене". ООО "ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго" начало строительство в г. Буденновске ТЭС установленной мощностью 149,9 МВт со сроком ввода в эксплуатацию - июнь 2014 г.
Предполагаемая нагрузка строящегося газохимического комплекса ОАО "ЛУКОЙЛ" и индустриального парка при полном развитии может составить 45 МВт.
На IX Международном форуме "Инвестиции в человека" в апреле 2012 года Губернатор Ставропольского края и президент "Промышленно-инвестиционного концерна "Вель" подписали Соглашение о сотрудничестве по созданию агропромышленного комплекса в восточной части Ставропольского края.
Первый пусковой комплекс - завод по глубокой переработке зерна мощностью 500 тыс. тонн в год. Заключен договор субаренды земельного участка площадью 79 га в районе с. Стародубское Буденновского района (в мае 2013 г. состоялась торжественная церемония закладки камня в основание создаваемого биокластера). Следующий этап - строительство мясокомбината, откормочного комплекса для КРС и предприятия по первичной переработке шерсти в Левокумском районе.
Ведется строительство установки очистки и переработки газа в городе Нефтекумске, инициатором проекта является ООО "РН-Ставропольнефтегаз" (заявленная нагрузка - 4 МВт).
В г. Буденновске намечено строительство следственного изолятора УФСИН по СК с нагрузкой 2 МВт.
В ООО тепличном комплексе "Элит" Левокумского района в 2013 году завершено строительство овощного комплекса на шести гектарах.

2.4. Новотроицкий энергорайон

Основное увеличение электрических нагрузок в энергорайоне предполагается за счет строительства промышленных объектов в созданных индустриальных парках и расширения ЗАО "Каспийский трубопроводный консорциум - Р".
03.03.2011 вышло Распоряжение Правительства Ставропольского края № 81-рп "О создании регионального индустриального парка на территории Труновского муниципального района Ставропольского края".
Региональный индустриальный парк расположен в Труновском районе в границах муниципальных образований Безопасненского и Донского сельсоветов на площади 318,3 га.
Резидентами индустриального парка являются: ОАО "Молочный комбинат "Ставропольский" с проектом строительства молочно-товарной фермы на 4 тыс. голов (заявленная нагрузка - 2,8 МВт) и ООО "Агрохолдинг "Донской", реализующий инвестиционный проект по созданию тепличного комплекса (четыре стеклянных теплицы общей площадью более 260 тыс. кв. м для выращивания овощей - томатов и огурцов с использованием системы капельного полива мощностью 12 тыс. т в год) и строительству мясокомбината мощностью 22 тыс. т готовой продукции в год.
03.03.2011 вышло Распоряжение Правительства Ставропольского края № 82-рп (ред. от 11.07.2011) "О создании регионального индустриального парка на территории поселка Солнечнодольск и станицы Новотроицкой Изобильненского района Ставропольского края". Территория парка составляет 124,85 га.
В рамках парка в станице Новотроицкой ООО "СтройДом" строит завод по производству керамических стройматериалов (заявленная нагрузка - 2,8 МВт), а на территории поселка Солнечнодольск реализуется проект ЗАО "Солнечный" по строительству теплиц площадью 9,6 га для выращивания овощной продукции.
В селе Московском Изобильненского района строится завод по производству облицовочного кирпича производительностью 36 млн кирпичей в год.
ООО "Газпром информ" планирует строительство в поселке Солнечнодольск Изобильненского района Кавказского метрологического расходоизмерительного центра (заявленная нагрузка - 2,6 МВт).
В 2013 году ООО "Мегаферма-2" в Изобильненском районе завершило строительство птицеводческой фермы.
ООО "Агро-плюс" в Изобильненском районе реализует инвестиционный проект по выращиванию и переработке мяса индейки с общим объемом 8,2 тыс. тонн в год. Планируется возвести шесть корпусов для молодняка и 24 - для выращивания взрослых индеек. Предусмотрено также строительство инкубатора, комбикормового завода, убойного и перерабатывающего цехов.
В окрестностях села Птичьего Изобильненского района Ставрополья началось строительство нефтеперекачивающей станции № 5 в рамках реализации проекта расширения ЗАО "Каспийский трубопроводный консорциум-Р" (заявленная нагрузка - 27 МВт).
24.02.2012 вышло Распоряжение Правительства Ставропольского края № 82-рп "О создании регионального индустриального парка "Гелиос" в Ставропольском крае".
Региональный индустриальный парк расположен в с. Красногвардейском (возле Красногвардейского завода стекла) на участке более 100 га.
В ноябре 2012 года на базе действующего стекольного завода компании ОАО "ЮгРосПродукт" началось строительство индустриального парка "Гелиос". В парке будет создана линия по производству флоат-стекла мощностью 600 тонн стекломассы в сутки, или 19 млн кв. м в год (заявленная нагрузка - 3,7 МВт). В рамках создания регионального парка будут построены сопутствующие производства: тепличный комплекс площадью 20 га, цех по изготовлению солнечных батарей, служба по переработке песка, автотранспортное предприятие на 300 грузовых машин, железнодорожный центр для транспортировки готового стекла в пределах России и за границу.
В п. Штурм Красногвардейского района ООО "Агрофирма "Золотая нива" завершает строительство свиноводческого комплекса ООО "Гвардия" с законченным производственным циклом на 270 тыс. голов свиней в год (заявленная нагрузка - 2,5 МВт).
27.05.2011 вышло Распоряжение Правительства Ставропольского края № 212-рп "О создании регионального индустриального парка на территории Новоалександровского муниципального района в Ставропольском крае".
Региональный индустриальный парк расположен в промышленной зоне города Новоалександровска (западная часть города) на территории 146 га.
На территории индустриального парка ООО "Мелас" (ООО "Аграрная инвестиционная компания "Агрико") планирует строительство заводов по глубокой переработке кукурузы и сахарной свеклы.
В начале 2013 года компания ОАО "ЮгРосПродукт" завершила реконструкцию производственного комплекса Новоалександровского стекольного завода (отремонтировано три стекловаренные печи, заменено все стеклоформующее оборудование и введен в эксплуатацию шихто-составной цех).
В ОАО "Урожайное" Новоалександровского района в 2013 году завершена реконструкция животноводческого комплекса.

2.5. Светлоградский энергорайон

Основное увеличение электрических нагрузок в энергорайоне предполагается за счет строительства цементного завода и расширения ЗАО "Каспийский трубопроводный консорциум - Р".
В сентябре 2013 года в г. Светлограде введен в эксплуатацию завод стеновых материалов мощностью 400 тыс. куб. м в год (заявленная нагрузка - 3,5 МВт). Предприятие будет выпускать блоки и панели из автоклавного ячеистого газобетона, а также армированные плиты перекрытий. Инвестором проекта является московское ЗАО "Межрегиональная производственно-ресурсная корпорация "Грас". В г. Светлограде ЗАО "Ставропольский бройлер" строит комбикормовый завод (заявленная нагрузка - 3,5 МВт).
В окрестностях поселка Советское Руно Ипатовского района в рамках реализации проекта расширения ЗАО "Каспийский трубопроводный консорциум-Р" строится нефтеперекачивающая станция № 4 (заявленная нагрузка - 27,8 МВт).
В селе Спасском Благодарненского района холдинг "ЕВРОЦЕМЕНТ груп" планирует строительство цементного завода мощностью 1,3 млн т в год с предполагаемой нагрузкой 35 МВт.
ЗАО СХП "Агроинвест" в п. Винодельческий Апанасенковского района строит насосные станции для полива (заявленная летняя нагрузка - 2,3 МВт).
Среди новых проектов - организация регионального агроиндустриального парка в Ипатовском районе. Потенциальный резидент - ООО "БиоАмино" с импортозамещающим проектом строительства биотехнологического комплекса по глубокой переработке пшеницы.

2.6. Восточный энергорайон

Основное увеличение электрических нагрузок в энергорайоне предполагается за счет развития агропромышленного комплекса и расширения магистрального нефтепровода "Малгобек - Тихорецк".
ООО "Кубанская долина" приступила к реализации проекта полного цикла производства и переработки плодоовощной продукции "КД-Степное" в с. Степном. Проект предполагает строительство перерабатывающего завода мощностью 113 млн условных банок в год, производство сельскохозяйственного сырья для переработки на 1 тыс. га, строительство овощехранилища на 10 тыс. т, тепличного комплекса на 10 га, а также производство семян.
27.08.2010 вышло Распоряжение Правительства Ставропольского края № 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", ООО "АгроЮг" с проектом по строительству предприятия по глубокой переработке сои и ООО "Кровельный центр" с проектом "Организация производства металлочерепицы, производство жестяных изделий для населения и организаций".
В городе Георгиевске ООО "Кавминводский спиртзавод" расширяет свое производство (заявленная нагрузка - 1,5 МВт).
ООО "Изобилие" в 6,5 км северо-западнее от с. Обильного Георгиевского района строит насосные станции для полива (заявленная летняя нагрузка - 2,8 МВт).
В станице Марьинской Кировского района ведется строительство завода по розливу питьевой воды ООО "Марьинский источник".
Начата работа над новым инвестиционным проектом строительства тепличного комплекса ООО "Овощи Ставрополья" производственной площадью 60 га в границах ОАО "Марьинское" Кировского района. Период реализации 1 этапа ("Строительство тепличного комплекса на общей площади 20 га") - 2013 - 2016 гг. (заявленная нагрузка - 2 МВт).
В ЗАО агропромышленном предприятии "Сола" Курского района в 2013 году произошло расширение производства по подготовке и размолу пшеницы.
Для расширяемого магистрального нефтепровода "Малгобек - Тихорецк" в Курском районе планируется строительство НПС Трудовая (заявленная нагрузка - 6,7 МВт).
В данной работе представлены два варианта перспективных уровней электропотребления Ставропольской энергосистемы в период до 2019 года: 1-й вариант разработан ОАО "СО ЕЭС" в рамках работы "Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 гг.", не учитывающий нагрузки региональных парков (далее - вариант СО ЕЭС); 2-й вариант (максимальный) - вариант, учитывающий более интенсивное развитие региональных индустриальных парков.
По 1 варианту (вариант ОАО "СО ЕЭС") электропотребление в Ставропольском крае в 2019 году может составить 10254 млн кВт.ч, а максимум нагрузки 1769 МВт. В 2013 - 2019 гг. среднегодовые темпы роста электропотребления прогнозируются в размере 1,5%, максимума нагрузки - 1,1%.
По максимальному варианту электропотребление в Ставропольском крае в 2019 году может составить 11782 млн кВт.ч, а максимум нагрузки 2014 МВт. В 2013 - 2019 гг. среднегодовые темпы роста электропотребления прогнозируются в размере 3,6%, максимума нагрузки - 2,9%.
Темпы изменения электропотребления, максимума нагрузки и числа часов его использования по рассматриваемым вариантам прогноза электропотребления на территории Ставропольского края на 2013 - 2019 годы приведены в таблицах 2.1 и 2.2.

Таблица 2.1

Электропотребление и максимум нагрузки
Ставропольской энергосистемы на перспективу до 2019 года.
Вариант ОАО "СО ЕЭС"

Наименование
показателей
2011 г. отчет
2012 г. отчет
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
Электропотребление, млн кВт.ч
9381
9231
9470
9721
9845
9949
10076
10165
10254
Темпы роста, %
3,45
-1,60
2,58
2,65
1,27
1,05
1,27
0,88
0,87
Максимум нагрузки, МВт,
в т.ч. нагрузка РИТ-парка
1528
1647
1656
1691
1703 1,0
1720 13,5
1740 14,0
1754 16,0
1769 20,0
Темпы роста, %
1,8
7,78
0,54
2,11
0,7
0,99
1,16
0,8
0,85
Число часов использования максимума нагрузки, час
6139
5605
5719
5749
5781
5784
5791
5795
5796

Таблица 2.2

Электропотребление и максимум нагрузки
Ставропольской энергосистемы на перспективу до 2019 года.
Максимальный вариант

Наименование показателей
2011 г. отчет
2012 г. отчет
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
Электропотребление, млн кВт.ч
9381
9231
9470
10179
10587
10844
11201
11489
11782
Темпы роста, %
3,45
-1,60
2,58
7,48
4,0
2,42
3,29
2,57
2,55
Максимум нагрузки, МВт,
в т.ч. нагрузка РИТ-парка
1528
1647
1656
1747 25
1814 45
1860 70
1932 110
1980 135
2027 165
Темпы роста, %
1,8
7,78
0,54
5,49
3,83
2,53
3,87
2,48
2,37
Число часов использования максимума нагрузки, час
6139
5605
5719
5827
5836
5830
5798
5802
5812

Показатели электропотребления по производственным объединениям (ПО) филиала ОАО "МРСК СК" - "Ставропольэнерго" для рассматриваемых вариантов прогноза электропотребления на территории Ставропольского края на 2013 - 2019 годы приведены в таблицах 2.3 и 2.4.

Таблица 2.3

Показатели электропотребления по ПО филиала
ОАО "МРСК СК" - "Ставропольэнерго"
(Вариант "СО ЕЭС")

№ п/п
Наименование ПО филиала "МРСК СК" "Ставропольэнерго"
2012 год отчет
2013 год прогноз
2014 год прогноз
2015 год прогноз
2016 год прогноз
2017 год прогноз
2018 год прогноз
2019 год прогноз
Рнагр МВт
Q нагр Мвар
Прирост нагр. МВт
Рнагр МВт
Прирост нагр. МВт
Рнагр МВт
Прирост нагр. МВт
Рнагр МВт
Прирост нагр. МВт
Рнагр МВт
Прирост нагр. МВт
Рнагр МВт
Прирост нагр. МВт
Рнагр МВт
Прирост нагр. МВт
Рнагр МВт

Нагрузка подстанций 110 кВ
















1.
Центральные ЭС
357,3 <*>
124,2
11,4
384,4
4,3
390,7
2,2
394,8
3,1
399,9
3,6
405,5
2,0
409,5
1,5
413,1
2.
Западные ЭС
556,5 <*>
198
30,1
600,4
9,4
611,9
2,8
616,8
11,6
640,6
5,0
647,7
4,5
654,5
5,5
662,2
3.
Восточные ЭС
116 <*>
57
1,2
122,3
0
122,9
0,0
123,5
0
124,1
3,6
128,6
0,0
129,2
0,0
129,8
4.
Новотроицкие ЭС
134,1 <*>
98
1,6
139,3
9,4
149,2
0,0
149,6
3,6
153,7
2,5
156,6
0,0
157,1
0,0
157,6
5.
Светлоградские ЭС
81,4 <*>
37,9
24,1
109,1
1,4
110,9
0,0
111,4
0,0
111,8
0,0
112,3
0,0
112,7
0,0
113,2
6.
Прикумские ЭС
159 <*>
67,8
3,2
166,9
2,0
169,4
0,7
170,7
0,0
171,3
0,0
171,9
0,0
172,4
0,0
173,0

Итого по энергосистеме
1404 <*>
582,9
71,6
1522,4
26,8
1555,0
5,7
1566,8
18,3
1601,4
14,7
1622,6
6,5
1635,4
7,0
1648,9

в т.ч. нагрузка РИТ-парка
-
-
-
-
-
-
1,0
1,0
12,5
13,5
0,5
14,0
2,0
16,0
4,0
20,0

Потери в эл. сетях



133,6

136,0

136,2

118,6

117,4

118,6

120,1

Всего потребление
1647 <**>


1656

1691

1703

1720

1740

1754

1769

Примечания:
1. <*> - за 2012 г. приведены нагрузки подстанций в максимум режимного дня 19.12.2012 без учета потерь в сети.
<**> - годовой максимум потребления энергосистемы.
2. Естественный рост нагрузки на существующих подстанциях 110 кВ учтен в размере: 1,5% - в 2013 г., 0,5% - в остальные годы периода.
3. В столбце "Прирост нагрузки" приведены величины присоединяемых к существующим подстанциям новых нагрузок, заявленных потребителями, которые учтены с применением коэффициентов одновременности и попадания в максимум нагрузки энергосистемы.

Таблица 2.4

Показатели электропотребления по ПО филиала
ОАО "МРСК СК" - "Ставропольэнерго"
(Максимальный вариант)

№ п/п
Наименование ПО филиала "МРСК СК" "Ставропольэнерго"
2012 год отчет
2013 год прогноз
2014 год прогноз
2015 год прогноз
2016 год прогноз
2017 год прогноз
2018 год прогноз
2019 год прогноз
Рнагр МВт
Q нагр Мвар
Прирост нагр. МВт
Рнагр МВт
Прирост нагр. МВт
Рнагр МВт
Прирост нагр. МВт
Рнагр МВт
Прирост нагр. МВт
Рнагр МВт
Прирост нагр. МВт
Рнагр МВт
Прирост нагр. МВт
Рнагр МВт
Прирост нагр. МВт
Рнагр МВт

Нагрузка подстанций 110 кВ
















1.
Центральные ЭС
357,3 <*>
124,2
11,4
384,4
10,1
396,4
5,2
403,6
3,1
408,7
3,6
414,4
4,1
420,6
0
422,7
2.
Западные ЭС
556,5 <*>
198
30,2
600,5
45,8
649,2
43,4
695,7
54,0
752,8
43,1
799,2
31,6
834,0
35,0
872,2
3.
Восточные ЭС
116 <*>
57
1,2
122,3
0
122,9
0,0
123,5
0
124,1
7,0
131,8
0,0
132,4
0,0
133,0
4.
Новотроицкие ЭС
134,1 <*>
98
1,6
139,3
24,9
164,7
4,4
169,5
4,5
174,5
0
175,0
0,0
175,5
0,0
176,0
5.
Светлоградские ЭС
81,4 <*>
37,9
24,1
109,1
3,0
112,5
0,0
113,0
0,0
113,4
0,0
113,9
0,0
114,3
0,0
114,8
6.
Прикумские ЭС
159 <*>
67,8
3,2
166,9
4,0
171,4
4,1
176,1
2,5
179,2
0,0
179,8
0,0
180,4
0,0
181,0,0

Итого по энергосистеме
1404 <*>
582,9
71,7
1522,5
67,8
1617,1
56,1
1681,4
64,1
1752,7
46,7
1814,1
35,7
1857,0
35,0
1899,7

в т.ч. нагрузка РИТ-парка
-
-
-
-
25
25
20
45
25
70
40
110
25
135
30
165

Потери в эл. сетях



133,5

129,9

132,6

107,3

117,9

123,0

127,3

Всего потребление
1647 <**>


1656

1747

1814

1860

1932

1980

2027

Примечания:
1. <*> - за 2012 г. приведены нагрузки подстанций в максимум режимного дня 19.12.2012 без учета потерь в сети.
<**> - годовой максимум потребления энергосистемы.
2. Естественный рост нагрузки на существующих подстанциях 110 кВ учтен в размере: 1,5% - в 2013 г., 0,5% - в остальные годы периода.
3. В столбце "Прирост нагрузки" приведены величины присоединяемых к существующим подстанциям новых нагрузок, заявленных потребителями, которые учтены с применением коэффициентов одновременности и попадания в максимум нагрузки энергосистемы.

3. РАЗВИТИЕ ИСТОЧНИКОВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ В ПЕРИОД
ДО 2019 ГОДА. БАЛАНСЫ МОЩНОСТИ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Развитие генерирующих источников на территории Ставропольского края на перспективу принято в соответствии с работой "Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 годы".
Покрытие прогнозируемого спроса на электроэнергию в Ставропольской энергосистеме в период до 2019 года в основном предусматривается за счет действующих на территории Ставропольского края электростанций с учетом их расширения и модернизации. Строительство новых электростанций предусмотрено только инвестиционными программами ОАО "ЛУКОЙЛ" и ОАО "РусГидро".
Нефтяная компания ОАО "ЛУКОЙЛ" в начале 2013 года приступила к строительству Буденновской ТЭС с парогазовыми установками (ПГУ) на территории регионального индустриального парка, расположенного в непосредственной близости от нефтехимического предприятия "Ставролен" в г. Буденновске.
Буденновская ТЭС предназначена для обеспечения потребностей газохимического комплекса, который ЛУКОЙЛ планирует построить в Буденновске на промышленной площадке "Ставролена". Кроме этого, часть электрической и тепловой энергии будет направляться другим потребителям региона.
Электрическая мощность ТЭС составляет 149,9 МВт. В состав ТЭС войдут две газовые турбины Trent 60 мощностью по 58,5 МВт, два паровых котла-утилизатора и одна паровая турбина мощностью 32,7 МВт. Ввод ТЭС намечен в 2014 году. Выдача мощности ТЭС предусматривается на напряжении 110 кВ.
В инвестиционную программу РусГидро на 2012 - 2014 гг. и 2013 - 2017 гг. включены проекты малых Барсучковской ГЭС (4,8 МВт, заложена в 2011 г.), Сенгилеевской ГЭС (10 МВт), Ставропольской ГЭС (1,9 МВт), Егорлыкской ГЭС-3 (3,5 МВт) и Бекешевской ГЭС (1 МВт).
Барсучковская МГЭС строится на концевом участке аварийного водосброса Барсучковского сбросного канала (Барсучковской ГЭС-4) в Кочубеевском районе. ГЭС деривационного типа. По проекту в машинном зале электростанции будут установлены 2 гидроагрегата мощностью 2,4 МВт каждый. Среднегодовая выработка электроэнергии Барсучковской малой ГЭС составит 29 млн кВт.ч. Выдача мощности ГЭС предполагается на напряжении 110 кВ. Введение объекта в эксплуатацию запланировано на 2014 год.
Вблизи существующей Сенгилеевской ГЭС на концевом сбросе Невинномысского канала в Сенгилеевское водохранилище намечается строительство Сенгилеевской МГЭС мощностью 10 МВт с вводом в эксплуатацию в 2016 году.
В мае 2011 года ОАО "РусГидро" подписало с Alstom Hydro France договор генерального подряда на комплексную реконструкцию и модернизацию (ПКМ) Каскада Кубанских ГЭС. Ориентировочный срок реализации данного проекта составит 10 лет.
На девяти станциях Каскада предусмотрена полная замена основного и вспомогательного оборудования с увеличением установленной мощности ГЭС и КПД гидроагрегатов, а также реконструкция гидротехнических сооружений с учетом изменившихся требований по сейсмичности.
В рамках программы комплексной модернизации филиала ОАО "РусГидро" - "Каскад Кубанских ГЭС" в период до 2019 года предусмотрена замена одного гидроагрегата на ГЭС-1 с увеличением установленной мощности с 18,5 МВт до 21 МВт (2017 г.), замена трех гидроагрегатов на ГЭС-4 с увеличением установленной мощности каждого с 26 МВт до 30 МВт (2014 - 2016 гг.), замена одного гидроагрегата на Сенгилеевской ГЭС с увеличением установленной мощности с 4,5 МВт до 6 МВт (2017 г.), замена двух гидроагрегатов на Новотроицкой ГЭС с увеличением установленной мощности каждого с 1,8 МВт до 2,5 МВт (2014 - 2015 гг.) и замена шести обратимых гидроагрегатов на ГАЭС с увеличением установленной мощности каждого с 2,65 МВт до 3 МВт (2015 - 2016 гг., по три гидроагрегата в год).
ОАО "ОГК-2" планирует расширение Ставропольской ГРЭС путем строительства девятого энергоблока - ПГУ-420 с вводом в эксплуатацию в 2016 году. Выдача ПГУ-420 предусмотрена на вновь сооружаемое ОРУ 500 кВ.
В ООО "ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго" проведены успешные испытания трех газопоршневых агрегатов (GES-EH 1750G на базе двигателей фирмы Cummins модели 1750 GQNB мощностью 1,75 МВт каждый), установленных на ГПА-ТЭЦ "Запикетная" в Кисловодске. Подключение ГПА осуществлено через подстанцию 110 кВ "Запикетная". Выработка электроэнергии составит 35,6 млн кВт.ч в год, а отпуск тепловой энергии от газопоршневых агрегатов - 33,6 тыс. Гкал в год.
ОАО "Энгел ОГК-5" предусматривает в 2018 году демонтировать на Невинномысской ГРЭС ПГУ-170, выработавшую свой парковый ресурс.
Ведутся предпроектные проработки по строительству солнечных электростанций в Ставропольском крае. Площадки для строительства солнечной электростанции рассматриваются в с. Старомарьевском Шпаковского района мощностью 150 МВт, в г. Кисловодске мощностью 50 МВт и солнечной электростанции "Александровская" мощностью 15 МВт. В 2016 году ООО "МРЦ Энергохолдинг". Ввод солнечных электростанций планируется в 2015 - 2019 гг.
28.12.2012 вышло Распоряжение Правительства Ставропольского края № 556-рп "О создании регионального индустриального парка "Кисловодская солнечная электростанция" на территории города-курорта Кисловодска Ставропольского края", где на площади 88 га в пос. Новокисловодском (Предгорный район) запланировано строительство первой в России солнечной электростанции.
Инициатор проекта - ставропольская компания ООО "Сфинкс-9" - реализует его совместно с компанией ООО "Кисловодская солнечная электростанция". Эти компании получили статус резидентов регионального индустриального парка. Основными инвесторами проекта выступают ООО "РусЭнергоИнвест", ОАО "Курорты Северного Кавказа" и ООО "Евразия Энерджи Холдингс".
Предполагаемая годовая выработка электрической энергии на СЭС составит 66250 тыс. кВт/ч.
В апреле 2012 года в рамках IX Международного форума "Инвестиции в человека" заключено соглашение между Правительством Ставропольского края и ООО "РусЭнергоИнвест" о строительстве указанных станций.
Ставропольский край располагает значительными геотермальными ресурсами, имеются благоприятные условия для их использования. Вовлечение геотермальных ресурсов в топливно-энергетический баланс Ставропольского края позволит создать новые высокоэффективные, экологически чистые, независимые от поставок органического топлива, генерирующие мощности. ОАО "Наука" (г. Москва) разработан бизнес-план "Комплексное использование геотермальных ресурсов Казьминского месторождения" (Кочубеевский район, Ставропольского края). Проект предусматривает создание на Казьминском месторождении геотермальных вод комплексного хозяйства, включающего сельскохозяйственное производство и энергетическую станцию, генерирующую электрическую и тепловую энергию с использованием энергии геотермальных вод.
Агрокомпанией "Руно" совместно с ООО "Агис Инжиниринг" выполнены предпроектные работы по проекту строительства Кочубеевской ветроэлектростанции установленной мощностью 60 МВт.
В настоящее время агрокомпанией совместно с немецкой компанией CUBE Engineering GmbH проведен полуторагодичный ветромониторинг. Оценка ветрового потенциала признана положительной для целей строительства ветроэлектростанции. Выполнены работы по выбору земельного участка.
Начало реализации проекта запланировано на 2013 год.
В 2014 - 2018 году планируется реализация соглашения между Правительством Ставропольского края и ОАО "Атомэнергомаш" о строительстве на территории Ставропольского края объектов энергетики с использованием энергии ветра.
На первом этапе будет проведена работа по оценке ветрового потенциала и разработана схема размещения ветроэнергетических установок для наиболее эффективного использования энергии ветра, затем последует разработка проектной документации и приобретение ветроэнергетических установок. Предварительный анализ данных метеоцентра показывает, что в ряде мест районов Ставропольского края наблюдаются устойчивые ветра со скоростью 5 - 25 м/сек. до 190 дней в году, что позволяет сделать вывод о целесообразности строительства ветроэлектростанций в крае.
Программой проектов в области возобновляемой энергетики в Ставропольском крае на 2012 - 2020 годы, разработанной ОАО "РусГидро", в период 2013 - 2015 гг., в районе г. Лермонтова запланировано строительство электростанции с использованием энергии ветра мощностью 7 МВт.

Таблица 3.1

Объемы модернизации, вводов и демонтажа на электростанциях
Ставропольской энергосистемы в период 2013 - 2019 гг.

МВт
Наименование
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2013 - 2019 гг.
1. Модернизация на электростанциях, <*> всего

27,8 / 32,5
35,75 / 41,5
33,95 / 39
23 / 27


120,5 / 140
Сенгилеевская ГЭС




4,5 / 6


4,5 / 6
Кубанская ГЭС-1




18,5 / 21


18,5 / 21
Кубанская ГЭС-4

26 / 30
26 / 30
26 / 30



78 / 90
Новотроицкая ГЭС

1,8 / 2,5
1,8 / 2,5




3,6 / 5
Насосная ГАЭС


3 x 2,65 / 3 x 3
3 x 2,65 / 3 x 3



15,9 / 18
из них: ГЭС

27,8 / 32,5
35,75 / 41,5
33,95 / 39
23 / 27


120,5 / 140
2. Вводы на электростанциях, всего:
5,25
154,7
3,5
430
2,9


596,35
Ставропольская ГРЭС



420



420
Буденновская ТЭС

149,9





149,9
Барсучковская МГЭС

2 x 2,4





4,8
Бекешевская МГЭС




1,0


1
Сенгилеевская МГЭС



10



10
Егорлыкская МГЭС


3,5




3,5
Ставропольская МГЭС




1,9


1,9
Запикетная ГПА-ТЭЦ в г. Кисловодске
3 x 1,75






5,25
из них: ПГУ

149,9

420



555
ГЭС

4,8
3,5
10
1,9


21,2
Газопоршневые агрегаты
5,25






5,25
3. Демонтаж на электростанциях, всего:





170

170
Невинномысская ГРЭС





170

170
из них: ПГУ





170

170

--------------------------------
<*> числитель - мощность агрегатов до модернизации,
знаменатель - мощность агрегатов после модернизации.

Балансы мощности и электроэнергии Ставропольской энергосистемы на период до 2019 года для двух вариантов прогнозируемых уровней потребления, намечаемых вводах мощности на электростанциях и демонтаже оборудования электростанций, выработавшего эксплуатационный ресурс, приведены в таблицах 3.2 - 3.5.

Таблица 3.2

Баланс мощности Ставропольской энергосистемы
на период до 2019 года
Собственный максимум
Вариант СО ЕЭС

МВт
Наименование
2009 г.
отчет <*>
2012 г.
отчет <*>
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
1. Потребность









Электропотребление, млрд, кВт.ч
8,687
9,231
9,47
9,721
9,845
9,949
10,076
10,165
10,254
Максимум нагрузки
1421
1627
1648
1655
1686
1677
1690
1701
1769
Резерв мощности
809
269
778
786
952
969
979
987
1004
Итого потребность
2230
1896
2426
2441
2638
2646
2669
2688
2773
2. Покрытие









Установленная мощность
4205,2
4600,7
4631
4775,5
4784,8
5219,8
5225,7
5056,7
5056,7
в том числе:









ГЭС
465,2
479,5
479,5
489
498,3
513,3
519,2
520,2
520,2
Конденсационные агрегаты
3310
3310
3335
3335
3335
3335
3335
3335
3335
ПГУ
170
580,2
580,2
715,2
715,2
1135,2
1135,2
965,2
965,2
Газопоршневые агрегаты
-
-
5,3
5,3
5,3
5,3
5,3
5,3
5,3
Теплофикационные агрегаты
260
231
231
231
231
231
231
231
231
Разрывы мощности
174,2
132,7
164
305,5
177,8
187,8
191,7
192,7
192,7
в том числе:









ГЭС
62,2
79,5
110,5
117
124,3
134,3
138,2
139,2
139,2
ПГУ
0
0,2
0,2
135,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
Теплофикационные агрегаты
112
53
53
53
53
53
53
53
53
Газопоршневые агрегаты
-
-
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
Располагаемая мощность
4031
4468
4467
4470
4607
5032
5034
4864
4864
в том числе:









ГЭС
403
400
369
372
374
379
381
381
381
Конденсационные агрегаты
3310
3310
3335
3335
3335
3335
3335
3335
3335
ПГУ
170
580
580
580
715
1135
1135
965
965
Газопоршневые агрегаты
-
-
5
5
5
5
5
5
5
Теплофикационные агрегаты
148
178
178
178
178
178
178
178
178
Перегруз
18
0
-
-
-
-
-
-
-
Используемая в балансе мощность
4049
4468
4467
4470
4607
5032
5034
4864
4864
Избыток (+), дефицит (-)
1819
2572
2041
2029
1969
2386
2365
2176
2091

--------------------------------
<*> - в отчетные годы баланс мощности приведен для совмещенного максимума ОЭС Юга.

При составлении баланса электроэнергии выработка существующих ГЭС учтена среднемноголетней величиной. Число часов использования располагаемой мощности новых ПГУ на Невинномысской ГРЭС, Буденновской ТЭС и Ставропольской ГРЭС принято 5500 часов в год. Число часов использования располагаемой мощности конденсационных блоков 150 МВт на Невинномысской ГРЭС и 300 МВт на Ставропольской ГРЭС будет составлять 4500 часов в год. Работа ТЭЦ предусматривается по тепловому графику с числом часов использования располагаемой мощности - 4900 часов в год.

Таблица 3.3

Баланс электроэнергии Ставропольской энергосистемы
на период до 2019 года
Вариант СО ЕЭС

млрд кВт.ч
Наименование
2011 г.
отчет
2012 г.
отчет
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
1. Потребность









Электропотребление
9,381
9,231
9,47
9,721
9,845
9,949
10,076
10,165
10,254
Итого потребность
9,381
9,231
9,47
9,721
9,845
9,949
10,076
10,165
10,254
2. Покрытие









Выработка электроэнергии на электростанциях
19,232
18,947
20,531
20,556
21,327
22,377
23,687
22,752
22,752
в том числе:









ГЭС
1,387
1,458
1,452
1,452
1,481
1,481
1,531
1,531
1,531
Конденсационные агрегаты
15,619
13,497
15,007
15,007
15,007
15,007
15,007
15,007
15,007
Теплофикационные агрегаты
0,978
0,877
0,872
0,872
0,872
0,872
0,872
0,872
0,872
ПГУ
1,248
3,115
3,19
3,19
3,932
4,982
6,242
5,307
5,307
Газопоршневые агрегаты
-
-
0,01
0,035
0,035
0,035
0,035
0,035
0,035
Избыток (+), дефицит (-)
9,851
9,716
11,061
10,835
11,482
12,428
13,611
12,587
12,498
Число часов использования располагаемой мощности









Конденсационные агрегаты

4078
4500
4500
4500
4500
4500
4500
4500
ПГУ

5371
5500
5500
5500
4389
5500
5500
5500
Газопоршневые агрегаты
-
-
2000
7000
7000
7000
7000
7000
7000
Теплофикационные агрегаты

4927
4900
4900
4900
4900
4900
4900
4900

Таблица 3.3

Баланс мощности Ставропольской энергосистемы на период
до 2019 года (собственный максимум)
Максимальный вариант

МВт
Наименование
2009 г. отчет <*>
2012 г. отчет <*>
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
1. Потребность









Электропотребление, млрд, кВт.ч
8,687
9,231
9,47
10,179
10,587
10,844
11,201
11,489
11,782
Максимум нагрузки
1421
1627
1656
1755
1816
1860
1918
1964
2014
Резерв мощности
809
269
778
786
952
969
979
987
1004
Итого потребность
2230
1896
2434
2541
2768
2829
2897
2951
3018
2. Покрытие









Установленная мощность
4205,2
4600,7
4631
4775,5
4784,8
5219,8
5225,7
5056,7
5056,7
в том числе:









ГЭС
465,2
479,5
479,5
489
498,3
513,3
519,2
520,2
520,2
Конденсационные агрегаты
3310
3310
3335
3335
3335
3335
3335
3335
3335
ПГУ
170
580,2
580,2
715,2
715,2
1135,2
1135,2
965,2
965,2
Газопоршневые агрегаты
-
-
5,3
5,3
5,3
5,3
5,3
5,3
5,3
Теплофикационные агрегаты
260
231
231
231
231
231
231
231
231
Разрывы мощности
174,2
132,7
164
305,5
177,8
187,8
191,7
192,7
192,7
в том числе:









ГЭС
62,2
79,5
110,5
117
124,3
134,3
138,2
139,2
139,2
ПГУ
0
0,2
0,2
135,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
Теплофикационные агрегаты
112
53
53
53
53
53
53
53
53
Газопоршневые агрегаты
-
-
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
Располагаемая мощность
4031
4468
4467
4470
4607
5032
5034
4864
4864
в том числе:









ГЭС
403
400
369
372
374
379
381
381
381
Конденсационные агрегаты
3310
3310
3335
3335
3335
3335
3335
3335
3335
ПГУ
170
580
580
580
715
1135
1135
965
965
Газопоршневые агрегаты
-
-
5
5
5
5
5
5
5
Теплофикационные агрегаты
148
178
178
178
178
178
178
178
178
Перегруз
18
0
-
-
-
-
-
-
-
Используемая в балансе мощность
4049
4468
4467
4470
4607
5032
5034
4864
4864
Избыток (+), дефицит (-)
1819
2572
2033
1929
1839
2203
2137
1913
1846

--------------------------------
<*> в отчетные годы баланс мощности приведен для совмещенного максимума ОЭС Юга.

Таблица 3.5

Баланс электроэнергии Ставропольской
энергосистемы на период до 2019 года
Максимальный вариант

млрд кВт.ч
Наименование
2011 г. отчет
2012 г. отчет
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
1. Потребность









Электропотребление
9,381
9,231
9,47
10,179
10,587
10,844
11,201
11,489
11,782
Итого потребность
9,381
9,231
9,47
10,179
10,587
10,844
11,201
11,489
11,782
2. Покрытие









Выработка электроэнергии на электростанциях
19,232
18,947
20,531
20,556
21,327
22,377
23,687
22,752
22,752
в том числе:









ГЭС
1,387
1,458
1,452
1,452
1,481
1,481
1,531
1,531
1,531
Конденсационные агрегаты
15,619
13,497
15,007
15,007
15,007
15,007
15,007
15,007
15,007
Теплофикационные агрегаты
0,978
0,877
0,872
0,872
0,872
0,872
0,872
0,872
0,872
ПГУ
1,248
3,115
3,19
3,19
3,932
4,982
6,242
5,307
5,307
Газопоршневые агрегаты
-
-
0,01
0,035
0,035
0,035
0,035
0,035
0,035
Избыток (+), дефицит (-)
9,851
9,716
11,061
10,377
10,74
11,533
12,486
11,263
10,97
Число часов использования располагаемой мощности









Конденсационные агрегаты

4078
4500
4500
4500
4500
4500
4500
4500
ПГУ

5371
5500
5500
5500
4389
5500
5500
5500
Газопоршневые агрегаты
-
-
2000
7000
7000
7000
7000
7000
7000
Теплофикационные агрегаты

4927
4900
4900
4900
4900
4900
4900
4900

Как и в настоящее время, на рассматриваемую перспективу 2013 - 2014 гг. Ставропольская энергосистема будет избыточной. В варианте СО ЕЭС избытки мощности будут составлять 1839 - 2203 МВт, а электроэнергии 10,835 - 13,611 млрд кВт.ч. В максимальном варианте избытки мощности и электроэнергии будут ниже и составят соответственно 1839 - 2203 МВт и 10,377 - 12,486 млрд кВт.ч. Избытки мощности и электроэнергии будут передаваться в Кубанскую энергосистему и в восточную часть ОЭС Юга.

4. РАЗВИТИЕ И МОДЕРНИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ

ГУП СК "Крайтеплоэнерго" является самой крупной теплоснабжающей организацией Ставропольского края, осуществляющей производство, передачу и реализацию потребителям произведенной тепловой энергии.
Предприятие обеспечивает тепловой энергией 128,7 тысячи человек и 2,4 тысячи организаций в 17 районах Ставропольского края, на территории которых находится 160 муниципальных образований, обслуживает 40,4% источников тепловой энергии края.

Рисунок 4.1. Зона деятельности ГУП СК "Крайтеплоэнерго"

Рисунок не приводится.

В хозяйственном ведении предприятия находится:
380,1 км тепловых сетей;
398 котельных, на которых установлено 1136 котлов.
Для ГУП СК "Крайтеплоэнерго" актуальной проблемой является моральная и физическая изношенность большей части основного и вспомогательного оборудования котельных, тепловых сетей (рисунок 4.2). Эти неблагоприятные факторы вызывают значительные расходы энергоресурсов, потребляемые на выработку тепловой энергии, значительные потери тепловой энергии при ее транспортировке, рост затрат на поддержание оборудования и тепловых сетей в рабочем состоянии.
Для решения технико-экономических проблем предприятием разработана "Программа реконструкции и модернизации объектов централизованного теплоснабжения Ставропольского края, находящихся в хозяйственном ведении ГУП СК "Крайтеплоэнерго" на период 2013 - 2023 годы", которая ориентирована на внедрение современного технологического и вспомогательного оборудования, новых средств автоматизации процессов и приборов учета топливно-энергетических ресурсов и направлена на активное энергосбережение.

Рисунок 4.2. Уровень износа основных средств
ГУП СК "Крайтеплоэнерго"

Рисунок не приводится.

Источники финансирования программы не определены, и в настоящее время планируется ее поэтапная реализация за счет инвестиционных кредитов под государственные гарантии Ставропольского края из расчета 50 - 70 млн руб. в год и софинансирования за счет выполнения части работ силами ГУП СК "Крайтеплоэнерго".

Рисунок 4.3. Динамика изменения годовых объемов
реализации тепловой энергии

Рисунок не приводится.

Основные сведения о программе реконструкции и модернизации
объектов теплоэнергетики

Программа реконструкции и модернизации объектов теплоэнергетики предполагает выполнить следующие виды работ на 195 объектах, находящихся в хозяйственном ведении ГУП СК "Крайтеплоэнерго":
провести реконструкцию 7840 п.м. ветхих тепловых сетей;
построить 655 м тепловых сетей для переключения нагрузок 4 нерентабельных котельных;
построить 13 автоматизированных блочных котельных;
заменить отработавшие свой ресурс котлы;
оснастить котельные приборами учета топливо-энергетических ресурсов;
заменить насосные агрегаты для приведения их мощности в соответствие с присоединенной тепловой нагрузкой;
оборудовать котельные современными средствами автоматики;
перевести котельные в режим работы без постоянного присутствия обслуживающего персонала.
Общая потребность в денежных средствах для реализации данного проекта составляет 856,84 млн руб. (без НДС), в том числе стоимость оборудования - 552,2 млн руб., выполнение строительно-монтажных и пусконаладочных работ - 278,5 млн руб., выполнение проектно-изыскательских работ - 26,2 млн руб.
Для замены ветхих тепловых сетей предусмотрено применение предизолированных труб полной заводской готовности, что позволит уменьшить трудозатраты при монтаже и снизить потери тепловой энергии при ее передаче до 10%.
Предприятие располагает собственной производственной базой по изготовлению котлов и блочных котельных, поэтому при реализации проекта используются котлы собственного изготовления с КПД 91% и котлы импортного производства.
Для учета топливно-энергетических ресурсов применяются в основном электронные приборы повышенного класса точности с дистанционным снятием показаний.
Насосное оборудование выбирается исходя из существующей тепловой нагрузки. Системы котловой и общекотельной автоматики строятся на базе логически программируемых контроллеров. На них же строится схема диспетчеризации.

Цели программы реконструкции и модернизации объектов
теплоэнергетики

Вывод котельных на рентабельный режим работы.
Экономия топливно-энергетических ресурсов.
Улучшение экологического состояния территории реализации программы.
Снижение ремонтно-эксплуатационных расходов.
Минимизация тарифа на тепловую энергию по истечении срока окупаемости программы.
Ослабление нагрузки на краевой бюджет и бюджеты муниципальных образований, за счет снижения темпов роста тарифа на тепловую энергию.
Пополнение бюджетов всех уровней, за счет увеличения налоговых выплат.

Финансово-экономическое обоснование реализации программы
реконструкции и модернизации объектов теплоэнергетики

Снижение оплаты за газ в связи с монтажом установок обработки подпиточной воды, внедрением системы рециркуляции и автоматизации котельной, монтажом узлов учета природного газа с электронным корректором, за счет строительства блочных котельных, замены котлов и горелок. Снижение оплаты за газ за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей, их ремонта или строительства блочной котельной вблизи потребителя.
Снижение оплаты за электроэнергию за счет установки насосов с частотно регулируемым приводом (мощность насосного оборудования приводится в соответствие присоединенной нагрузке).
Снижение оплаты за электроэнергию за счет уменьшения потерь и соответственно объемов вырабатываемой тепловой энергии.
Сокращение затрат на текущий, капитальный ремонты основных производственных фондов.

5. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 110 КВ И ВЫШЕ
В 2013 - 2019 ГГ.

Карта-схема электрических сетей 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы на 2014 - 2019 гг. для варианта электропотребления СО ЕЭС и максимального варианта электропотребления приведены на чертежах 7101-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2, лист 1 и лист 2 соответственно.
Принципиальная схема электрических сетей 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы на 2019 г. для варианта электропотребления СО ЕЭС и максимального варианта электропотребления приведены на чертеже 7101-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2, лист 3 и 4 соответственно.

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

Сформированный по итогам анализа существующей картины потокораспределения в сети 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы перечень "узких мест" с предложением мероприятий по их ликвидации приведен в таблице 5.1. Кроме того, в упомянутый перечень включены "узкие места", определенные по результатам анализа расчетов режимов электрической сети 110 кВ и выше, выполненных в рамках данной работы.
Более подробное описание "узких мест" в сети 110 кВ и выше, а также мероприятий по их ликвидации приведены ниже по тексту пояснительной записки в соответствующих разделах главы "Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ и выше в 2013 - 2019 гг."

Таблица 5.1

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

№ п/п
Наименование "узкого места"
Описание возникающих нарушений
Предлагаемое мероприятие по ликвидации "узкого места"
Эффект от реализации мероприятия
Срок реализации мероприятия с указанием источника информации
1
2
3
4
5
6
1.
Существующая "трехлучевая" ВЛ 110 кВ Прикумск - Покойная с отпайкой на ПС 500 кВ Буденновск
Снижение напряжения на шинах 110 кВ ПС 330 кВ Прикумск, ПС 110 кВ Терская, ПС 110 кВ ЯП-17/9, ПС 110 кВ Городская, ПС 110 кВ ГПП-1 (Ставролен) ниже аварийно-допустимого при аварийном отключении ВЛ 330 кВ Благодарная - Прикумск в схеме плавки гололеда ВЛ 330 кВ Прикумск - Буденновск
Завершение реконструкции ВЛ 110 кВ Прикумск - Покойная путем строительства нового двухцепного участка ВЛ 110 кВ протяженностью 6,6 км от ВЛ 110 кВ Прикумск - Покойная на ПС 500 кВ Буденновск с образованием новых ВЛ 110 кВ Прикумск - Буденновск и Буденновск - Покойная
Нормализация уровней напряжения
Выполнено в 2013 г. (письмо Северокавказского РДУ № 51-62-VI-19-2205 от 06.09.2013)
2.
Схема электроснабжения энергорайона г. Ставрополь
В летний период 2014 г. в максимум нагрузок с учетом повышенных температур наружного воздуха в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Северная - Промкомплекс или АТ-302 на ПС 330 кВ Ставрополь при отключении 1 СШ 110 кВ ПС 330 кВ Ставрополь токовая загрузка ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Южная превышает аварийно допустимую
Ввод ВЛ 110 кВ ГЭС-4 - Южная
Исключение возникающих перегрузок ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Южная
Выполнено в декабре 2013 г.
3.
Схема электроснабжения энергорайона КМВ
В зимний период 2014 г. в зимний максимум нагрузок при отключении ВЛ 110 кВ ГЭС-2 - Майская в схеме плавки гололеда на ВЛ 110 кВ Черкесск - Ильчевская загрузка ВЛ 110 кВ
ВЛ 330 кВ ГЭС-2 - Машук токовая загрузка ВЛ 110 кВ Машук - Ессентуки-2 превышает длительно допустимую на 21%. Кроме того, при отключении ВЛ 330 кВ ГЭС-2 - Машук (одновременно с ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - ГЭС-2) в схеме плавки гололеда на ВЛ 110 кВ Черкесск - Ильчевская токовая загрузка ВЛ 110 кВ ГЭС-2 - Майская превысит аварийно допустимую на 22%. Напряжение в сети 110 кВ энергорайона КМВ в последней схеме снижается до 84 - 86 кВ
Ввод в 2014 г. (до наступления ОЗП) первой очереди ПС 330 кВ Ильенко с 1 АТ 125 МВА и заходами ВЛ 110 кВ
Снижение загрузки ВЛ 110 кВ в рассмотрены режимах до допустимой величины. Напряжение в наиболее тяжелом из рассмотренных режимов обеспечивается не ниже 100 кВ
2014 г. (СиПР ЕЭС России на период 2013 - 2019 гг.)
4.
Недостаточная пропускная способность ВЛ 110 кВ Боргустан - Я. Поляна-2
Ограничение перетока мощности в сечении "Восток" в нормальной и ремонтных схемах
Реконструкция ВЛ 110 кВ Боргустан - Я. Поляна-2 с подвесом провода сечением не менее АС-185
Увеличение МДП в сечении "Восток" на величину до 100 МВт
2014 год. (СиПР развития электроэнергетики Ставропольского края на 2014 - 2018 гг.)
5.
Недостаточная мощность трансформаторов, питающих нагрузку ПС 330 кВ Машук на напряжении 35 и 110 кВ
В максимум нагрузок ЗРД 2012 г. загрузка трансформаторов 110/35/10 кВ на ПС 330 кВ Машук (2 x 40 МВА) составила 52,3 МВА. При прогнозируемом росте нагрузки в зимний период 2014 г. загрузка указанных трансформаторов составит не менее 70,2 МВА. При отключении одного из трансформаторов 110/35/10 кВ ПС 330 кВ Машук загрузка второго составит 175,5% его номинальной мощности
Установка третьего трансформатора 110/35/10 мощностью 40 МВА на ПС 330 кВ Машук
Исключение перегрузки трансформаторов 110/35/10 кВ на ПС 330 кВ Машук в соответствии с критерием "№ - 1" при прогнозируемом на период до 2019 г. росте нагрузки
2014 год. (СиПР развития электроэнергетики Ставропольского края на 2014 - 2018 гг. / расчеты)
6.
Схема электроснабжения ПС 110 кВ Затеречная
ПС 110 кВ Затеречная получает питание от ПС 330 кВ Прикумск и ПС 500 кВ Буденновск по транзитным ВЛ 110 кВ. Длительно допустимая токовая загрузка ВЛ 110 кВ Затеречная - Компрессорная-2 составляет 250 А (по условиям настройки РЗиА). При отключении ВЛ 110 кВ Нефтекумск - Затеречная в зимний максимум нагрузок 2019 г. токовая загрузка ВЛ 110 кВ Затеречная - Компрессорная-2 составит 272 А (109%)
Строительство ВЛ 110 Терская-2 - Ачикулак
Исключение перегрузки ВЛ 110 кВ Затеречная - Компрессорная-2 в послеаварийном режиме; повышение надежности электроснабжения потребителей ПС 110 кВ Терская-2
2018 г. (Предложение филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" / расчеты)
7.
Существующая схема сети 110 кВ Ставропольская ГРЭС - Красная Заря - Новоалександровская - Светлая - Красногвардейская
При отключении в зимний максимум нагрузок 2019 г. ВЛ 110 кВ Ставропольская ГРЭС - Красная Заря напряжения на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Красная Заря, Новоалександровская, Красногвардейская и Штурм снижаются до величины 99 - 101 кВ
Строительство ВЛ 110 кВ Григорополисская - Штурм
Нормализация уровней напряжения при прогнозируемом уровне нагрузок
2018 г. (Предложение филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" / расчеты)
8.
Электроснабжение пос. Подкумок Предгорного района Ставропольского края
По информации филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго"), электроснабжение пос. Подкумок в существующей схеме осуществляется от ПС 35 кВ "Ясная Поляна - 1" по ВЛ 10 кВ протяженностью 30,3 км. Других источников электроснабжения в этом районе нет. Из-за большой удаленности поселка от центра питания не обеспечивается надежное электроснабжение потребителей этого поселка по уровню напряжения
Строительство двух ВЛ 10 кВ от РУ 10 кВ ПС 330 кВ Ильенко, строительство которой ведется в непосредственной близости (3 - 3,5 км) от пос. Подкумок
Повышение надежности электроснабжения потребителей пос. Подкумок и создание условий для присоединения новых потребителей
2015 г. (Предложение филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго")

5.2. Развитие электрических сетей 330 - 500 кВ до 2019 г.

Основные направления развития Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) напряжением 330-500 кВ на территории Ставропольской энергосистемы приняты по материалам работы: "Схема и Программа развития Единой энергетической системы России на период 2013 - 2019 гг.".
Поименные объемы нового строительства, реконструкции (техперевооружения) по каждому из объектов напряжением 330 кВ и выше, рекомендуемых для строительства в период до 2019 года, приведены в Приложении В (не приводится).
Исходя из расчетных перетоков мощности в планируемых и максимальных режимах работы сети 220 кВ и выше ОЭС Юга, ее развитие в период до 2019 года в основном будет определяться следующими факторами:
- необходимостью усиления связей ОЭС с ЕЭС России и обеспечением их нормируемой пропускной способности;
- обеспечением выдачи полной мощности Ростовской АЭС при вводе блоков № 3 и № 4;
- необходимостью повышения пропускной способности связей между Ставропольской, Невинномысской ГРЭС и восточной частью объединения;
- выдачей мощности ГЭС Дагестана и Северной Осетии в режимах летнего паводка в центральные районы ОЭС;
- обеспечением надежного и качественного электроснабжения отдельных энергоузлов.
Развитие электрической сети напряжением 330 кВ и выше на территории Ставропольской энергосистемы на рассматриваемую перспективу до 2019 года предусматривается по направлениям, обеспечивающим:
- надежную выдачу мощности 9-го блока Ставропольской ГРЭС;
- надежное электроснабжение потребителей;
- создание новых центров питания сети 110 кВ;
- присоединение 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 сети 500 кВ
Для выдачи мощности Ставропольской ГРЭС в связи с вводом энергоблока № 9 (ПГУ-400) рекомендуется строительство ВЛ 500 кВ Ставропольская ГРЭС - Невинномысск протяженностью 110 км.
Как было показано в работе "Схема выдачи электрической мощности Ставропольской ГРЭС от планируемого строительством энергоблока № 9 мощностью 420 МВт" том № 6934-ЭЭС-ПЭ-009-09СВМ1 без усиления связей Ставропольской ГРЭС с энергосистемой при отключении (выводе в ремонт) ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Буденновск или ВЛ 330 кВ Ставропольская ГРЭС - Ставрополь выдача мощности ГРЭС в направлении Ставропольской энергосистемы будет осуществляться с коэффициентом запаса по статической устойчивости ниже нормативного (20%), что потребует ограничения планируемого перетока мощности по сечению Ростовская, Кубанская энергосистемы, Ставропольская ГРЭС - Ставропольская энергосистема (отключение нагрузки, ограничение экспорта или ввод резерва мощности в восточной зоне ОЭС) на величину 165 или 137 МВт. Строительство ВЛ 500 кВ Ставропольская ГРЭС - Невинномысск ко вводу энергоблока № 9 обеспечивает выдачу мощности ГРЭС в направлении Ставропольской энергосистемы как в нормальной схеме, так и при выводе в ремонт отходящих от станции ВЛ 330 и 500 кВ с коэффициентом запаса по статической устойчивости не менее 20%.
Существующее ОРУ 500 кВ Ставропольской ГРЭС выполнено по схеме 500-15 (трансформаторы-шины с присоединением линий и генераторов через два выключателя). К нему присоединены две ВЛ 500 кВ: на ПС Центральная и ПС Тихорецк, а также генераторы энергоблоков № 7 и 8, спаренные на высоком напряжении блочных трансформаторов.
К ОРУ 500 кВ Ставропольской ГРЭС, выполненному по схеме 500-15, дополнительно к существующим трем возможно подключение еще не более одного присоединения: либо ВЛ 500 кВ, либо генераторного присоединения блока № 9 (спаренных на высоком напряжении блочных трансформаторов генераторов ПГУ-400). При увеличении общего количества присоединений в ОРУ 500 кВ свыше четырех потребуется реконструкция ОРУ 500 кВ с изменением его схемы на схему 500-17 (полуторное подключение всех присоединений).
Реконструкция ОРУ 500 кВ с переходом на полуторную схему подключения всех присоединений потребует расширения территории Ставропольской ГРЭС. Во-вторых, изменение схемы ОРУ 500 кВ и его расширение в условиях действующей электростанции будет связано с длительным отключением отдельных элементов ОРУ, что неизбежно снизит надежность функционирования, как самой ГРЭС, так и в целом энергосистемы.
С учетом вышеизложенного, при разработке обоснования инвестиций на строительство энергоблоков № 9 и 10 филиала ОАО "ОГК-2" "Ставропольская ГРЭС" филиалом ОАО "Южный ИЦЭ" "Ростовтеплоэлектропроект" было рекомендовано альтернативное решение по подключению новых мощностей Ставропольской ГРЭС к энергосистеме. На площадке строительства ПГУ сооружается КРУЭ 500 кВ по схеме 500-7 (четырехугольник), к двум углам которого присоединяются генераторы ПГУ № 9 и 10, спаренные на высоком напряжении блочных трансформаторов. К двум другим углам четырехугольника присоединяются ВЛ 500 кВ Ставропольская ГРЭС - Невинномысск и связь с действующим ОРУ 500 кВ. При этом потребуется выполнить расширение действующего ОРУ без изменения схемы с установкой двух выключателей.
К ОРУ 500 кВ ПС 500 кВ Невинномысск в существующей схеме через два выключателя подключена одна ВЛ 500 кВ от Ростовской АЭС и две группы автотрансформаторов 500/330 кВ и шунтирующий реактор 500 кВ мощностью 3 x 60 Мвар с подключением его к ВЛ 500 кВ. Проектная компоновка ПС 500 кВ Невинномысск выполнена с учетом перспективного развития ОРУ 500 кВ до схемы 500-15 (трансформаторы-шины с присоединением линий через два выключателя) для подключения еще 3 ВЛ 500 кВ (на ПС 500 кВ Моздок-2, Ставропольскую ГРЭС, РП 500 кВ Новосвободный).
Для присоединения ВЛ 500 кВ Ставропольская ГРЭС - Невинномысск потребуется выполнить расширение ОРУ 500 кВ ПС 500 кВ Невинномысск на одну линейную ячейку по схеме "трансформаторы-шины" (установить 2 выключателя).
Для компенсации зарядной мощности ВЛ 500 кВ Ставропольская ГРЭС - Невинномысск и обеспечения допустимых уровней напряжения в прилегающей сети рекомендуется при вводе блока № 9 на Ставропольской ГРЭС с ВЛ 500 кВ Ставропольская ГРЭС - Невинномысск установить один шунтирующий реактор 500 кВ 3 x 60 Мвар на ПС 500 кВ Невинномысск.
Для увеличения пропускной способности электрической сети ОЭС в направлении от Невинномысской и Ставропольской ГРЭС на Дагестанскую и Северо-Осетинскую энергосистемы (сечение "Восток") до величины, соответствующей планируемым перетокам мощности, рекомендуется строительство ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок с ПС 500 кВ Моздок-2. Ввод этой ВЛ протяженностью около 265 км планируется осуществить в 2016 г. Строительство ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок обеспечивает увеличение пропускной способности сечения на 320 МВт в нормальной схеме сети и на 250 МВт в послеаварийных режимах, а также снижение потерь электроэнергии в основной сети ОЭС Юга на 115 млн кВт.ч.
Для присоединения ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок к ПС 500 кВ Невинномысск необходимо выполнить расширение ОРУ 500 кВ последней по схеме 500-15 на одну линейную ячейку (установить два выключателя).
Для компенсации зарядной мощности ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок и обеспечения допустимых уровней напряжения в прилегающей сети рекомендуется при вводе ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок установить управляемый шунтирующий реактор 500 кВ 180 Мвар на ПС 500 кВ Моздок-2.
Электроснабжение II очереди РИТ-парка в промышленной зоне г. Невинномысска с нагрузкой 249 МВт планируется осуществлять от ПС 500 кВ Невинномысск на напряжении 110 кВ следующим образом:
- исходя из максимальной нагрузки потребителей второй очереди РИТ-парка 277 МВА и с учетом поэтапного ввода нагрузок и заявленной их категории по надежности электроснабжения рекомендуется на ПС 500 кВ Невинномысск установить три АТ 330/110 кВ мощностью по 125 МВА. В качестве одного из АТ предлагается использовать существующий АТПГ 330/110 кВ 125 МВА, который предусмотрен в схеме плавки гололеда на тросах ВЛ 500 и 330 кВ;
- установить дополнительно на ПС 500 кВ Невинномысск еще два АТ 330/110 кВ по 125 МВА. Один на первом этапе развития РИТ-парка (нагрузка потребителей 104 МВт) и второй на втором этапе;
- 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 полуторных цепочки;
- присоединение двух проектируемых автотрансформаторов 330/110 кВ рекомендуется осуществить жестко к шинам 330 кВ;
- присоединение существующего автотрансформатора АТПГ 330/110 кВ рекомендуется осуществить к системам шин 330 кВ через два выключателя с использованием существующего выключателя вновь устанавливаемого;
- построить на ПС 500 кВ Невинномысск РУ 110 кВ по схеме 110-9Н (одна рабочая секционированная система шин с подключением автотрансформаторов через развилку из выключателей). РУ 110 кВ должно обеспечивать присоединение 4 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.
Для повышения надежности функционирования основной сети южной части ОЭС Юга (Краснодарской энергосистемы и особенно Сочинского энергорайона), а также увеличения экспорта электроэнергии и мощности в энергосистему Грузии и Турции до 400 МВт в 2019 г. рекомендуется строительство электропередачи 500 кВ Невинномысск - РП Новосвободный протяженностью около 150 км.
5.2.2. Развитие сети 330 кВ.
Для повышения надежности и качества электроснабжения курортной зоны в районе Кавказских Минеральных Вод (КМВ), а также снижения загрузки сети 110 кВ, питающей этот район, в 2014 г. предусматривается ввод строящейся ПС 330 кВ Ильенко (по 1-му этапу).
При прогнозируемом росте нагрузок рассматриваемого энергорайона КМВ в осенне-зимний период 2013 - 2014 гг. до ввода ПС 330 кВ Ильенко при отключении ВЛ 110 кВ ГЭС-2 - Майская в схеме плавки гололеда на ВЛ 110 кВ Черкесск - Ильичевская токовая загрузка ВЛ 110 кВ Машук - Ессентуки-2 составит 529 А, превысив длительно допустимый ток по данной ВЛ на 21% (437 А для провода АС-120 при температуре воздуха +10 °C). При отключении ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - ГЭС-2 - Машук в схеме плавки гололеда на ВЛ 110 кВ Черкесск - Ильичевская токовая загрузка ВЛ 110 кВ ГЭС-2 - Майская составит 723 А, что превышает длительно допустимую нагрузку данной ВЛ, ограниченную наибольшим рабочим током ТТ в РУ 110 кВ ПС 110 кВ Майская (630 А) на 14,8%. Кроме того, в последней схеме наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ энергорайона до величины 86 - 88 кВ.
Ввод в 2014 г. ПС 330 кВ Ильенко с установкой одного АТ 330/110 кВ мощностью 125 МВА позволит устранить указанные перегрузки. Так, в зимний максимум нагрузок 2014 г. при отключении ВЛ 110 кВ ГЭС-2 - Майская в схеме плавки гололеда на ВЛ 110 кВ Черкесск - Ильичевская токовая загрузка ВЛ 110 кВ Машук - Ессентуки-2 составит 182 А (приложение А-1 тома 7101-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ2 - не приводится). При отключении ВЛ 330 кВ ГЭС-2 - Машук в схеме плавки гололеда на ВЛ 110 кВ Черкесск - Ильичевская загрузка ВЛ 110 кВ ГЭС-2 - Майская составит 537 А. При этом напряжение в прилегающей сети 110 кВ обеспечивается не ниже 99 кВ (приложение А-2 тома 7101-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ2 - не приводится).
Присоединение ПС 330 кВ Ильенко к сети 330 кВ рекомендуется выполнить заходом ВЛ 330 кВ Черкесск - Баксан, трасса которой проходит в непосредственной близости от площадки строительства подстанции Ильенко. Сечение провода на заходах ВЛ 330 кВ на ПС 330 кВ Ильенко рекомендуется принять как на действующей ВЛ 330 кВ Черкесск - Баксан - 2хАС-300.
Схему ОРУ 330 кВ ПС 330 кВ Ильенко с учетом установки двух АТ 330/110 кВ и присоединения не более двух ВЛ 330 кВ рекомендуется принять 330-7 (четырехугольник).
Присоединение ПС 330 кВ Ильенко (по 1-му этапу) к сети 110 кВ предусматривается заходами от ВЛ 110 кВ Зеленогорская - Ясная Поляна - 2 и Зеленогорская - Парковая. В РУ 110 кВ ПС 330 кВ Ильенко предусматривается две резервные ячейки для присоединения ВЛ 110 кВ, одна из них с выходом в направлении на ПС 110 кВ Ессентуки-2.
Схему ОРУ 110 кВ в соответствии с количеством присоединяемых ВЛ и их направлением рекомендуется принять 110-9 (одна рабочая секционированная выключателем система шин).
Расчетная нагрузка автотрансформатора 330/110 кВ 125 МВА на ПС 330 кВ Ильенко при ее вводе в 2014 г. в нормальной схеме составляет 77 МВА. Максимальная нагрузка АТ в послеаварийных режимах не превышает 116 МВА (при отключении ВЛ 330 кВ Ильенко - Баксан). При выводе в ремонт (отключении) АТ 330/110 кВ на ПС 330 кВ Ильенко в зимний максимум 2014 г. параметры режима элементов прилегающей к подстанции сети 110-330 кВ находятся в допустимых пределах. Суммарная нагрузка АТ 330/110 кВ 2 x 125 МВА на ПС 330 кВ Ильенко в 2019 г. составит 108 МВА.
С учетом вышеизложенного, при вводе ПС Ильенко рекомендуется установить один АТ 330/110 кВ мощностью 125 МВА. Установка второго АТ может быть выполнена на втором этапе строительства подстанции (2016 г.).
На ПС 330 кВ Ильенко также предусматривается установка двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью по 16 МВА для создания нового центра питания сети 10 кВ. В связи с этим целесообразно предусмотреть перевод части нагрузок прилегающих сетей 10 кВ на питание от РУ 10 кВ ПС 330 кВ Ильенко, в том числе нагрузок сети 10 кВ пос. Подкумок, получающих питание от ПС 35 кВ Ясная Поляна - 1 по протяженной (около 30 км) ВЛ 10 кВ.
ПС 330 кВ Машук - основной питающий центр сети 110 кВ, который обеспечивает электроснабжение потребителей в районе Кавказских Минеральных Вод и г. Георгиевска, эксплуатируется с 1967 г. В 2006 - 2008 гг. было проведено комплексное техперевооружение подстанции с заменой коммутационного оборудования, АТ и трансформаторов 110/35/10 кВ.
Питание нагрузок сети 35 и 10 кВ, прилегающей к ПС 330 кВ Машук, осуществляется от двух трансформаторов 110/35/6 кВ мощностью по 40 МВА. Максимальная нагрузка трансформаторов 110/35/10 кВ на ПС 330 кВ Машук в максимум нагрузки ЗРД 2012 г. составляла 52,3 МВА (рисунок 5.1а). Таким образом, уже в существующей схеме при выводе в ремонт или отключении одного из трансформаторов 110/35/10 кВ загрузка второго достигает 142% от номинальной мощности (рисунок 5.1б).
В соответствии с выданными техническими условиями расчетная нагрузка существующих трансформаторов 110/35/10 кВ на ПС 330 кВ Машук на уровне 2019 г. может достигнуть величины 79,5 МВА. Для реализации возможности присоединения новых потребителей и повышения надежности электроснабжения существующих рекомендуется предусмотреть на ПС 330 кВ Машук мероприятия по увеличению трансформаторной мощности, питающей сеть 35 и 10 кВ. В данной работе предлагается установить на ПС 330 кВ Машук третий трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА. Для присоединения нового трансформатора к РУ 110 кВ ПС 330 кВ Машук потребуется выполнить его расширение на одну ячейку. Ввод третьего трансформатора 110/35/10 кВ на ПС 330 кВ Машук потребуется выполнить уже в 2014 г.

Рисунок 5.1. Загрузка трансформаторов 110/35/10 кВ
на ПС 330 кВ
Машук в максимум нагрузки ЗРД 2012 г.: а) нормальная
схема; б) отключен Т-2 40 МВА на ПС 330 кВ Машук

Рисунок не приводится.

5.3. Развитие распределительных сетей 110 кВ до 2019 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 2019 г. в отдельных случаях предполагается обеспечивать за счет появившихся резервов в электрических сетях вследствие снижения в предыдущие годы потребности промышленных и сельскохозяйственных потребителей.
Значительные объемы строительства электрических сетей 110 кВ предусматриваются в "Схеме..." для проведения их реконструкции и техперевооружения.
Реконструкция ВЛ 110 кВ в подавляющем большинстве случаев предполагает строительство новой ВЛ по той же трассе.
Более 50% основного оборудования ПС 110 кВ эксплуатируется свыше 25 лет (больше нормативного срока). Из общего количества подстанций 110 кВ Ставропольской энергосистемы около трети требуют проведения работ по их реконструкции и техперевооружению в период до 2019 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).
Объемы нового строительства и реконструкции объектов 110 кВ приведены для двух рассматриваемых вариантов электропотребления Ставропольской энергосистемы: для варианта, разработанного ОАО "СО ЕЭС" и максимального варианта. При этом для варианта ОАО "СО ЕЭС" учтены объекты, предусмотренные инвестиционной программой ОАО "МРСК Северного Кавказа", а также объекты, ввод которых позволит ликвидировать "узкие места" в сети 110 кВ Ставропольской энергосистемы. Для максимального варианта электропотребления учтены дополнительные объемы электросетевого строительства в рамках "Комплексной программы развития электрических сетей Ставропольского края на период 2013 - 2016 гг.".
Поименные объемы нового строительства, реконструкции (техперевооружения) по каждому из объектов напряжением 110 кВ, рекомендуемых для строительства в период до 2019 года, приведены в Приложении Г (не приводится).
Ниже более подробно рассмотрено предлагаемое развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в границах ПО филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго".
5.3.1. ПО Центральные электрические сети.
Расчетная нагрузка энергорайона в 2019 г. составит в варианте электропотребления СО ЕЭС 413,1 МВт и 422,7 МВт в максимальном варианте.
Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в период до 2019 г. для варианта электропотребления СО ЕЭС в плане реализации инвестиционной программы ОАО "МРСК Северного Кавказа" предусматривается по следующим направлениям.
Для внешнего электроснабжения нового жилого микрорайона "Западный" в городе Пятигорске с расчетной нагрузкой 9,6 МВт предусматривается строительство ПС 110 кВ Бештау, с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью по 16 МВА каждый. ОРУ 110 кВ рекомендуется выполнить по схеме 110-12 (одна секционированная выключателем система шин с обходной).
Для присоединения ПС 110 кВ Бештау к энергосистеме согласно Техническим условиям предусматривается строительство заходов на подстанцию ВЛ 110 кВ Машук - ГНС и ВЛ 110 кВ Машук - Ессентуки-2 протяженностью по 0,5 км.
Для повышения надежности электроснабжения потребителей курортной зоны Кавказских Минеральных Вод и усиления привязки ПС 330 кВ Ильенко к сети 110 кВ в 2015 г. предусматривается строительство ВЛ 110 кВ Ильенко - Ессентуки-2 протяженностью около 35 км. Для присоединения ВЛ 110 кВ Ильенко - Ессентуки-2 потребуется выполнить расширение ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Ессентуки-2 на одну линейную ячейку.
Для повышения пропускной способности и снятия ограничения перетоков мощности по сечению "Восток" в 2014 г. предусматривается реконструкция ВЛ 110 кВ Боргустан - Ясная Поляна протяженностью 17,05 км с заменой провода на АС-185.
Для реализации разработанных Северокавказским РДУ мероприятий по усилению транзитных ВЛ 110 кВ, на которых возникают ограничения по их пропускной способности, в 2015 г. предусматривается выполнить реконструкцию ВЛ 110 кВ Машук - Ессентуки-2 протяженностью 17,95 км с заменой провода АС-120 на АС-185.
В связи с ростом электропотребления и для повышения надежности электроснабжения потребителей г. Пятигорска в районе ПС 110 кВ ПС Белая Ромашка, предусматривается установить на этой подстанции второй трансформатор мощностью 25 МВА. Питание второго трансформатора предусматривается обеспечивать отпайкой от действующей ВЛ 110 кВ Машук - Ессентуки-2 протяженностью 2,6 км.
В объемах реконструкции и техперевооружения подстанций 110 кВ предусматривается замена трансформаторов в соответствии с ростом нагрузки на подстанциях 110 кВ: Минводы-2, Провал и Аэропорт.
Суммарный ввод трансформаторной мощности на ПС 110 кВ Центральных электрических сетей в период до 2019 г. составит 149 МВА, в том числе 92 МВА на замену трансформаторов.
На подстанциях 110 кВ Горячеводская, Скачки-2 и Аэропорт в соответствии до 2019 г. предусматривается замена основного коммутационного оборудования (выключателей, ОД и КЗ, разъединителей и др.).
Для максимального варианта электропотребления предусматриваются следующие дополнительные объемы электросетевого строительства на период до 2019 г.
В существующей схеме ПС 110 кВ Александрия, Гофицкая (Светлоградские ЭС) и НС-14 питаются от ПС 330 кВ Благодарная по радиальной схеме с резервированием этих подстанций по сетям 35 кВ. Схема электроснабжения данных ПС 110 кВ недостаточно надежная и не обеспечивает требуемое качество электроэнергии потребителей в послеаварийных режимах.
В случае роста нагрузок ПС 110 кВ Александрия, Гофицкая и НС-14 сверх предусмотренного данной работой в период до 2020 г. потребуется создание второго источника питания данных ПС 110 кВ по сети 110 кВ за пределами 2019 г. Наиболее рациональным решением представляется строительство ВЛ 110 кВ НС-14 - Журавская протяженностью около 21 км с расширением существующих РУ 110 кВ ПС 110 кВ НС-14 и Журавская.
Как уже была сказано в разделе "Развитие сети 330 кВ", для присоединения ПС 330 кВ Ильенко к сети 110 кВ предусматривается строительство заходов от ВЛ 110 кВ Зеленогорская - Ясная Поляна - 2 и Зеленогорская - Парковая. В соответствии с планируемыми перетоками на строящихся заходах применяется провод АС-185. В то же время разрезаемые ВЛ 110 кВ выполнены проводом АС-120. Для повышения пропускной способности сети 110 кВ, прилегающей к ПС 330 кВ Ильенко, предусматривается выполнение реконструкции данных ВЛ 110 кВ с заменой провода на АС-185. Кроме того, для повышения надежности электроснабжения потребителей района г. Ессентуки предусматривается также выполнить реконструкцию ВЛ 110 кВ Белый уголь - Парковая и ВЛ 110 кВ Ессентуки-2 - Белый уголь с заменой провода на АС-185.
Для повышения пропускной способности реконструкция участка ВЛ 110 кВ Суворовская - Боргустан протяженностью 27,3 км, выполненного проводом АС-150, с заменой провода на АС-185.
В настоящее время нагрузка ПС 110 кВ Ессентуки-2 составляет 58,6 МВА. В соответствии с прогнозируемым ростом к 2019 году нагрузка этой подстанции возрастет до величины 63,3 МВА, т.е. при выводе в ремонт или отключении одного из трансформаторов нагрузка на другом трансформаторе составит 123%. Замена существующих трансформаторов 2 x 40 МВА на трансформаторы 2 x 63 МВА очень затруднительна и проблематична из-за стесненных условий территории подстанции. В настоящее время и в период до 2019 года снижение нагрузки трансформатора на ПС 110 кВ Ессентуки-2 до допустимой при выводе в ремонт или отключении одного из трансформаторов предусматривается путем перевода части нагрузок на другие центры питания. Однако при прогнозируемом росте нагрузки и по другим источникам электропитания в зоне влияния ПС 110 кВ Ессентуки-2 уже в 2019 - 2020 гг. выполнение разгрузки ПС 110 кВ Ессентуки-2 в требуемом объеме будет невозможно. Исходя из этого, предлагается в 2020 г. строительство рядом с существующей ПС 35 кВ Ясная Поляна - 1 новой ПС 110/35/10 кВ, что позволит перевести часть нагрузок с ПС 110 кВ Ессентуки-2 на новую подстанцию по сетям 35 кВ. Для строительства новой ПС 110/35/10 кВ имеются все необходимые условия (площадка для размещения новой подстанции, электрическая сеть 110 и 35 кВ для ее присоединения). Новая ПС 110 кВ даст возможность разгрузить по сетям 35 кВ не только ПС 110 кВ Е-2, но и ПС 110 кВ Зеленогорская, а также улучшить электроснабжение потребителей района г. Ессентуки, питающихся в настоящее время от ПС 35 кВ Ясная Поляна - 1.
На подстанции 110 кВ Зеленогорская в 2017 г. предусматривается замена основного коммутационного оборудования (выключателей, ОД и КЗ, разъединителей и др.).
В Центральных электрических сетях "Схемой..." до 2019 года дополнительно предусматривается выполнение работ по реконструкции и техперевооружению ВЛ 110 кВ суммарной протяженностью 129,4 км, нормативный срок эксплуатации которых уже истек либо заканчивается до 2019 года. Физический износ опор, линейной арматуры и проводов этих ВЛ определяет необходимость их замены на новые, построенные по тем же трассам. При этом для повышения пропускной способности сети, при реконструкции ВЛ 110 кВ рекомендуется применять провода большего сечения (АС-150 и АС-185).
5.3.2. ПО Западные электрические сети.
Расчетная нагрузка энергорайона в 2019 г. составит в варианте электропотребления СО ЕЭС 662,2 МВт и 869,3 МВт в максимальном варианте.
Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в период до 2019 г. для варианта электропотребления СО ЕЭС в плане реализации инвестиционной программы ОАО "МРСК Северного Кавказа" предусматривается по следующим направлениям.
В качестве первоочередного мероприятия по повышению надежности электроснабжения потребителей г. Ставрополя в соответствии с инвестиционной программой ОАО "МРСК Северного Кавказа" в 2013 г. предусматривается строительство ВЛ 110 кВ ГЭС-4 - Южная протяженностью около 52 км. В существующей схеме электроснабжения в летний период возможно превышение аварийно допустимой токовой загрузки ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Южная в ремонтных схемах. Так, в летний максимум нагрузок 2014 г. при отключении 1 сш 110 кВ на ПС 330 кВ Ставрополь в схеме ремонта АТ-302 на ПС 330 кВ Ставрополь токовая загрузка ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Южная (без ввода ВЛ 110 кВ ГЭС-4 - Южная) составит 553 А, что превышает аварийно допустимую токовую нагрузку данной ВЛ на 16% (477 А при температуре +35 °C). Также перегрузка ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Южная возникает при отключении 1 системы шин 110 кВ на ПС 330 кВ Ставрополь в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Северная - Промкомплекс (загрузка ВЛ 110 кВ составит 517 А).
Ввод ВЛ 110 кВ ГЭС-4 - Южная позволит исключить перегрузки в рассмотренных ремонтных схемах, снизив загрузку ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Южная до величин 378 и 334 А соответственно (приложения А-3 и А-4 тома 7101-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ2 (не приводятся)).
Для присоединения ВЛ 110 кВ ГЭС-4 - Южная потребуется выполнить расширение РУ 110 кВ ГЭС-4 и ПС 110 кВ Южная на одну линейную ячейку. Марку провода новой ВЛ рекомендуется принять АС-185. По предварительной информации, ВЛ 110 кВ ГЭС-4 - Южная введена в работу в декабре 2013 г.
Для повышения надежности электроснабжения ОАО "Невинномысский Азот" в 2013 г. построена КЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Азот протяженностью 1,2 км. Питание ПС 110 кВ Азот в настоящее время осуществляется по двум ВЛ 110 кВ от ОРУ 110 кВ ГЭС-4, в связи с чем использование новой КЛ предусматривается осуществлять в ремонтных схемах при отключении питающих ВЛ 110 кВ ГЭС-4 - Азот, а в нормальном режиме ее следует держать разомкнутой для снижения уровня токов к.з. в прилегающей сети 110 кВ.
Для электроснабжения второй очереди РИТ-парка с максимальной заявленной нагрузкой 249 МВт, строящегося в специально создаваемой промышленной зоне на северо-западной окраине г. Невинномысска, в соответствии с выданными ТУ предусматривается строительство 4 подстанций глубокого ввода ГПП 110/10 кВ с трансформаторами 2 x 63 МВА на каждой. РУ 110 кВ подстанций выполняются по схеме 110-5АН (мостик с выключателями в цепях трансформаторов). Присоединение новых подстанций выполняется к ПС 500 кВ Невинномысск по кольцевой схеме (по 2 ПС 110 кВ в каждом кольце) путем строительства 2 двухцепных ВЛ 110 кВ от ПС 500 кВ Невинномысск до территории РИТ-парка протяженностью по 7 км каждая и одноцепных ВЛ 110 кВ для присоединения подстанций 110 кВ, сооружаемых на территории РИТ-парка (общей протяженностью около 18,2 км). В соответствии с прогнозируемой динамикой роста нагрузок РИТ-парка строительство ПС 110 кВ ГПП-2 и ГПП-4 предусматривается в 2015 гг., ГПП-1 - в 2016 г. и ПС 110 ГПП-4 - в 2017 г.
Для электроснабжения объектов I очереди РИТ-парка в г. Невинномысске (металлургического завода ООО "Ставсталь" и др.) в 2014 г. предусматривается строительство ПС 110 кВ "Печная" и ПС 110 кВ "РИТ-Парк" с установкой трансформаторов мощностью 2 x 63 МВА и 2 x 40 МВА соответственно. Присоединение ПС 110 кВ "РИТ-Парк" предусматривается путем строительства двух ВЛ 110 кВ протяженностью около 6 км от Невинномысской ГРЭС с присоединением к существующим ячейкам № 7 и № 10 ЗРУ-110 кВ ГРЭС. ПС 110 кВ "Печная" присоединяется к РУ 110 кВ "ПС РИТ-Парк". Схема РУ 110 кВ ПС "РИТ-Парк" выполняется по схеме 110-12 (одна секционированная выключателем система шин с обходной), а схема РУ 110 кВ ПС "Печная" - по схеме 110-4Н (два блока "линия-трансформатор" с выключателями и неавтоматической перемычкой).
В связи с моральным и физическим износом оборудования, установленного на ПС 110 кВ Новая Деревня, необходимо произвести реконструкцию ОРУ 110 кВ с переводом его на схему 110-5АН (мостик с выключателями в цепях трансформаторов). В связи с ростом нагрузки рекомендуется также установить на данной подстанции второй трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА.
Для повышения пропускной способности сети 110 кВ до 2019 г. предусматривается реконструкция трех ВЛ общей протяженностью 38,1 км с заменой существующих проводов на провод АС-185.
Всего за 2014 - 2019 гг. в ЗЭС намечено построить 6 новых подстанций 110 кВ с общей мощностью трансформаторов 710 МВА и 59,2 км новых ВЛ 110 кВ.
Для максимального варианта электропотребления предусматриваются следующие дополнительные объемы электросетевого строительства на период до 2019 г.
Для электроснабжения системы водоснабжения г. Ставрополя сооружается ПС 110 кВ НС 2-го подъема. В соответствии с расчетной нагрузкой 23,0 МВт на ПС 110 кВ НС 2-го подъема устанавливаются два трансформатора 110/6 кВ по 40 МВА каждый. Присоединение подстанции к энергосистеме предусмотрено заходом в ОРУ 110 кВ существующих ВЛ 110 кВ Сенгилеевская ГЭС-НС 3-го подъема, кроме того для снижения загрузки ВЛ 110 кВ от Ставропольской ГРЭС в направлении Западного энергорайона предусматривается строительство ВЛ 110 кВ Ставропольская ГРЭС - НС 2-го подъема протяженностью 61 км. ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ НС 2-го подъема запроектировано по схеме 110-12 (одна рабочая, секционированная выключателем и обходная системы шин).
Для электроснабжения нагрузок автомобильного завода ООО АК "Ставрополь Авто" с заявленной нагрузкой 13 МВт предусматривается строительство ПС 110 кВ Автозавод с двумя трансформаторами 110/10 кВ мощностью по 16 МВА. РУ 110 кВ подстанции рекомендуется выполнить по схеме 110-5Н (мостик с выключателями в цепях линий). Присоединение подстанции к энергосистеме предусмотрено путем строительства заходов от ВЛ 110 кВ Промкомплекс - Радиозавод протяженностью 2 x 1 км. Ввод в работу ПС 110 кВ Автозавод планируется в 2015 г.
В существующей схеме ПС 35 кВ Аэропорт получает питание от ПС 110 кВ Промкомплекс. Загрузка трансформаторов 35/10 кВ мощностью 2 x 6,3 МВА, установленных на данной ПС, в ЗРД 2012 г. составляла 10,8 МВА (171% установленной мощности трансформаторов по условию "N-1"), Кроме того, основное коммутационное оборудование ПС 35 кВ Аэропорт сильно изношено и требует замены. Учитывая вышеизложенное, вместо реконструкции ПС 35 кВ Аэропорт рекомендуется строительство новой ПС 110 кВ Михайловск с установкой трансформаторов мощностью 2 x 25 МВА. РУ 110 кВ подстанции рекомендуется выполнить по схеме 110-5Н (мостик с выключателями в цепях линий). Присоединение ПС 110 кВ Михайловск к энергосистеме выполняется путем строительства заходов ВЛ 110 кВ Ставрополь - Северная общей протяженностью около 30 км. После ввода ПС 110 кВ Михайловск ПС 35 кВ Аэропорт будет демонтирована.
Дополнительно к варианту СО в максимальном варианте в 2014 - 2019 гг. в намечено построить 3 новых подстанции 110 кВ с общей мощностью трансформаторов 162 МВА и 93 км новых ВЛ 110 кВ.
В Западных электрических сетях до 2019 года в максимальном варианте дополнительно предусматривается выполнение работ по реконструкции и техперевооружению ВЛ 110 кВ суммарной протяженностью 34,4 км, нормативный срок эксплуатации которых уже истек либо заканчивается до 2019 года. Физический износ опор, линейной арматуры и проводов этих ВЛ определяет необходимость их замены на новые, построенные по тем же трассам. При этом для повышения пропускной способности сети, при реконструкции ВЛ 110 кВ рекомендуется применять провода большего сечения (АС-150 и АС-185).
В соответствии с ростом нагрузки на ПС 110 кВ Грачевская предусматривается замена Т-2 мощностью 10 МВА на 16 МВА, а также полная замена оборудования ОРУ 110 кВ. В соответствии с ростом нагрузки на ПС 110 кВ Лесная рекомендуется выполнить замену трансформатора мощностью 25 МВА на трансформатор 40 МВА.
В соответствии с прогнозируемым ростом нагрузка ПС 110 кВ Заводская, Западная, Восточная и Центральная к 2019 году превысит установленную мощность трансформаторов по условию "N-1". В соответствии с информацией филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" замена существующих трансформаторов на данных ПС 110 кВ не требуется, поскольку перегрузка, возникающая при выводе в ремонт или отключении одного из трансформаторов, устраняется переводом части нагрузок на другие центры питания.
5.3.3. ПО Прикумские электрические сети
Расчетная нагрузка энергорайона в 2019 г. составит в варианте электропотребления СО ЕЭС 173 МВт и 181 МВт в максимальном варианте.
Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ на территории ПЭС в период до 2019 года, в основном будет связано с реализацией строительства Буденновского технопарка и Буденновской ТЭС.
Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в период до 2019 г. для варианта электропотребления СО ЕЭС в плане реализации инвестиционной программы ОАО "МРСК Северного Кавказа" предусматривается по следующим направлениям.
Для повышения надежности электроснабжения потребителей Буденновского энергоузла в 2013 г. выполнен завершающий этап реконструкции "трехлучевой" ВЛ 110 кВ Прикумск - Покойная - Буденновск, обеспечивший образование двух новых ВЛ 110 кВ: Прикумск - Буденновск и Буденновск - Покойная. При этом исключаются случаи снижения напряжения на шинах 110 кВ подстанций в зоне влияния ПС 330 кВ Прикумск до величины 71-75 кВ и отключения потребителей автоматикой АОСН при отключении ВЛ 330 кВ Благодарная - Прикумск в схеме плавки гололеда на ВЛ 330 кВ Прикумск - Буденновск (приложение А-5 тома 7101-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ2 - не приводится). Напряжение в сети 110 кВ рассматриваемого энергорайона обеспечивается не ниже 105 кВ, а токовая загрузка образованной ВЛ 110 кВ Буденновск - Прикумск в такой схеме составит 636 А, т.е. не превысит длительно допустимую нагрузку провода АС - 240 (701,5 А при температуре воздуха +10 °C). После ввода ВЛ 110 кВ для внешнего электроснабжения объектов Буденновского технопарка и выдачи мощности Буденновской ТЭС электроснабжение потребителей энергорайона будет осуществляться без ограничений.
Для электроснабжения потребителей Буденновского технопарка с расчетной максимальной нагрузкой 5 МВт в 2014 г. предусматривается строительство двух ПС 110 кВ ГПП-2 и ГПП-3 с установкой трансформаторов 2 x 40 МВА на каждой. РУ 110 кВ каждой из подстанций рекомендуется выполнить по схеме 110-5АН (мостик с выключателями в цепях трансформаторов). Для присоединения подстанций к энергосистеме предусматривается строительство ВЛ 110 кВ Буденновск - ГПП-3 - ГПП-2 общей протяженностью 8,4 км, а также отпайки от ВЛ 110 кВ Прикумск - Ставролен до ПС ГПП-2 протяженностью 1,4 км. Для присоединения новой ВЛ к ПС 500 кВ Буденновск потребуется расширение РУ 110 кВ ПС 500 кВ Буденновск на одну линейную ячейку.
В соответствии с утвержденной Схемой выдачи мощности Буденновской ТЭС установленной мощностью 149,9 МВт, строительство которой ведется на территории Буденновского технопарка, в 2014 г. предусматривается сооружение заходов ВЛ 110 кВ Буденновск - Прикумск и ВЛ 110 кВ ГПП-2-ГПП-3 в РУ 110 кВ ТЭС; протяженность заходов составит 2 x 0,4 км и 2 x 0,1 км соответственно. Кроме того, предусматривается строительство ВЛ 110 кВ Буденновская ТЭС - Покойная протяженностью около 12,1 км и участка ВЛ 110 кВ от ПС 330 кВ Прикумск до отпайки от ВЛ 110 кВ Прикумск - Ставролен протяженностью около 7,1 км с образованием ВЛ 110 кВ Прикумск - ГПП-2. В соответствии с намечаемым количеством присоединений схема РУ 110 кВ Буденновской ТЭС предусматривается по схеме 110-13 (две рабочие системы шин). Для присоединения новых ВЛ потребуется выполнить расширение РУ 110 кВ ПС 330 кВ Прикумск на одну линейную ячейку и реконструкцию РУ 110 кВ ПС Покойная с переводом его на схему 110-12 (одна рабочая, секционированная выключателем и обходная системы шин).
Для повышения надежности электроснабжения потребителей, получающих питание от ПС 110 кВ Городская, рекомендуется установить второй трансформатор мощностью 10 МВА. Для присоединения нового трансформатора предлагается выполнить реконструкцию РУ 110 кВ ПС Городская с переводом его на схему 110-5АН (мостик с выключателями в цепях трансформаторов).
В объемах реконструкции и техперевооружения подстанций 110 кВ предусматривается замена трансформаторов в соответствии с ростом нагрузки (ПС 110 кВ Ачикулак и Плаксейка). Кроме того, при реконструкции ПС 110 кВ Ачикулак предусматривается замена основного коммутационного оборудования (выключателей, ОД и КЗ, разъединителей и др.).
Всего за 2014 - 2019 гг. в ПЭС намечено построить 2 новых подстанции 110 кВ с общей мощностью трансформаторов 80 МВА и 52 км новых ВЛ 110 кВ.
Суммарный ввод трансформаторной мощности на ПС 110 кВ Прикумских электрических сетей в период до 2019 г. составит 116 МВА, в том числе 26 МВА на замену трансформаторов.
Для максимального варианта электропотребления предусматриваются следующие дополнительные объемы электросетевого строительства на период до 2019 г.
В существующей схеме электроснабжения ПС 110 кВ Затеречная получает питание от ПС 330 кВ Прикумск и ПС 500 кВ Буденновск по транзитным ВЛ 110 кВ. При этом длительно допустимая токовая загрузка ВЛ 110 кВ Затеречная - Компрессорная-2 ограничена условиями настройки РЗиА и составляет 250 А. В соответствии с прогнозируемым ростом нагрузки в зимний максимум нагрузок 2019 г. токовая загрузка данной ВЛ 110 кВ в нормальной схеме составит 114 А. В послеаварийном режиме при отключении ВЛ 110 кВ Нефтекумск - Затеречная токовая загрузка ВЛ 110 кВ Затеречная - Компрессорная-2 составит 272 А (109% длительно допустимой, рисунок 5.2).
Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ Затеречная - Компрессорная-2 предлагается строительство ВЛ 110 кВ Терская-2 - Ачикулак протяженностью около 22 км. Для присоединения новой ВЛ 110 кВ к ПС 110 кВ Терская-2 и к ПС 110 кВ Ачикулак потребуется выполнить реконструкцию РУ 110 кВ каждой из подстанций с переводом его на схему 110-12 (одна рабочая, секционированная выключателем и обходная системы шин). Кроме того, рекомендуется вместо существующих отпаек от обеих цепей ВЛ 110 кВ Затеречная - Ищерская на ПС Ачикулак организовать заходы одной из цепей данной ВЛ с образованием новых ВЛ 110 кВ Затеречная - Ачикулак и Ачикулак - Ищерская. Ввод ВЛ 110 кВ Терская-2 - Ачикулак позволит исключить перегрузку ВЛ 110 кВ Затеречная - Компрессорная-2 (рисунок 5.3), а также повысить надежность электроснабжения потребителей, получающих питание от ПС 110 кВ Терская-2, питание которой в существующей схеме осуществляется по одной ВЛ 110 кВ.
В соответствии с ростом нагрузки на ПС 110 кВ Покойная предусматривается замена трансформатора Т-2 мощностью 6,3 МВА на 10 МВА. Кроме того, предусматривается установка второго трансформатора 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА на ПС Колодезная.
Установка второго трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА на ПС 110 кВ Терская-2, предлагаемая филиалом ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго", в период до 2019 г. нецелесообразна. Суммарная нагрузка сети 35 кВ, прилегающей к ПС 110 кВ Терская-2, составляет в рассматриваемой перспективе 11-12 МВА и может быть обеспечена питанием от ПС 110 кВ Терская-2 с трансформатором мощностью 16 МВА. Вывод в ремонт (аварийное отключение) трансформатора 110/35/10 кВ на ПС 110 кВ Терская не приводит к недопустимой нагрузке трансформаторов на ПС 110 кВ Плаксейка и Ачикулак или ВЛ 35 кВ Плаксейка - Архангельская (провод АС-95) и ВЛ 35 кВ Ачикулак - Новкус-Артезиан (провод АС-70). При отключении трансформатора 110/35/10 кВ на ПС 110 кВ Терская-2 питание нагрузки подстанции на шинах 10 кВ (0,8-0,9 МВА) обеспечивается от установленного на этой подстанции трансформатора 35/10 кВ мощностью 4 МВА из сети 35 кВ.
В настоящее время нагрузка ПС 110 кВ Затеречная составляет 12,1 МВА. В соответствии с прогнозируемым ростом к 2019 году нагрузка этой подстанции возрастет до величины 13,1 МВА. В соответствии с информацией филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" замена существующих трансформаторов мощностью 10 и 20 МВА на ПС Затеречная не требуется, поскольку перегрузка, возникающая при выводе в ремонт или отключении одного из трансформаторов, ликвидируется переводом части нагрузок на другие центры питания.
На ПС 110 кВ Терская-2, Арзгир, Каясула и Затеречная в соответствии с "Комплексной программой развития электрических сетей Ставропольского края на период 2013 - 2018 гг." предусматривается замена основного коммутационного оборудования (выключателей, ОД и КЗ, разъединителей и др.).
В Прикумских электрических сетях "Схемой..." дополнительно до 2019 года предусматривается выполнение работ по реконструкции и техперевооружению ВЛ 110 кВ общей протяженностью 156,5 км, нормативный срок эксплуатации которых уже истек либо заканчивается до 2019 года. Физический износ опор, линейной арматуры и проводов этих ВЛ определяет необходимость их замены на новые, построенные по тем же трассам. При этом для повышения пропускной способности сети, при реконструкции ВЛ 110 кВ рекомендуется применять провода большего сечения (АС-150 и АС-185).

Рисунок 5.2. Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше
энергорайона ПЭС в зимний максимум нагрузок 2019 г. без
строительства ВЛ 110 кВ Терская - Ачикулак. Послеаварийный
режим. Отключена ВЛ 110 кВ Нефтекумск - Затеречная

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.3. Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше
энергорайона ПЭС в зимний максимум нагрузок 2019 г. с учетом
строительства ВЛ 110 кВ Терская - Ачикулак. Послеаварийный
режим. Отключена ВЛ 110 кВ Нефтекумск - Затеречная

Рисунок не приводится.

5.3.4. ПО Светлоградские электрические сети.
Расчетная нагрузка энергорайона в 2019 г. составит в варианте электропотребления СО ЕЭС 113,2 МВт и 114,8 МВт в максимальном варианте.
Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в период до 2019 г. для варианта электропотребления СО ЕЭС в плане реализации инвестиционной программы ОАО "МРСК Северного Кавказа" предусматривается по следующим направлениям.
В связи с расширением предусматривается строительство новой нефтеперекачивающей станции НПС-4 системы транспорта Каспийского Трубопроводного Консорциума на территории Ипатовского района в 2012 г. завершено строительство новой подстанции 110 кВ НПС-4 с ВЛ 110 кВ Рагули - НПС-4 - Ипатово протяженностью 65 км. Также завершено строительство ВЛ 110 кВ Ики-Бурул - НПС-3 - Рагули для внешнего электроснабжения НПС-3, расположенной на территории Республики Калмыкия. Для присоединения новых линий выполнено расширение РУ 110 кВ соответствующих ПС 110 кВ.
Для реализации разработанных Северокавказским РДУ мероприятий по усилению транзитных ВЛ 110 кВ, на которых возникают ограничения по их пропускной способности, в 2015 - 2016 гг. предусматривается выполнить реконструкцию ВЛ 110 кВ Благодарная - Благодарная 110 протяженностью 3,5 км с заменой провода АС-120 на АС-185.
Для варианта максимального варианта электропотребления предусматриваются следующие дополнительные объемы электросетевого строительства на период до 2019 г.
В существующей схеме электроснабжение потребителей подстанций 110 кВ Дербетовская, Дунда и Дивное осуществляется по протяженному (около 150 км) транзиту 110 кВ Элиста Западная - Ипатово. Помимо указанных ПС 110 кВ на территории Ставропольского края к данному транзиту подключены еще три ПС 110 кВ на территории Республики Калмыкия. В существующей схеме транзит 110 кВ Элиста Западная - Ипатово работает с нормальным разрывом по ВЛ 110 кВ Ипатово - Дербетовка ("Ставропольэнерго") с питанием подстанций 110 кВ Дивное, Дербетовка и Дунда ("Ставропольэнерго") от сети "Калмэнерго" со стороны ПС 220 кВ Элиста Северная, что обеспечивает более оптимальные уровни напряжения на подстанциях 110 кВ Дивное, Дербетовка и Дунда.
В соответствии с "Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем" количество промежуточных ПС 110 кВ, присоединенных к ВЛ 110 кВ с двусторонним питанием, не должно превышать трех, а длина такой ВЛ не должна превышать 120 км. Для приведения схемы присоединения ПС 110 кВ Дербетовская, Дунда и Дивное в соответствие с "Методическими рекомендациями..." предлагается выполнить перевод ПС 110 кВ Дивное в категорию "опорных" путем строительства ВЛ 110 кВ Рагули - Дивное протяженностью 42 км. Для присоединения данной ВЛ предусматривается расширение РУ 110 кВ ПС Рагули на одну линейную ячейку и реконструкция РУ 110 кВ ПС Дивное с переводом его на схему 110-12 (одна секционированная система шин с обходной) с установкой выключателей в цепях линий (3 шт.). Ввод ВЛ 110 кВ Рагули - Дивное рекомендуется в 2018 г.
В существующей схеме ПС 110 кВ Александрия, Гофицкая и НС-14 (Центральные ЭС) питаются от ПС 330 кВ Благодарная по радиальной схеме с резервированием этих подстанций по сетям 35 кВ. Схема электроснабжения данных ПС 110 кВ недостаточно надежная и не обеспечивает требуемое качество электроэнергии потребителей в послеаварийных режимах.
В случае роста нагрузок ПС 110 кВ Александрия, Гофицкая и НС-14 сверх предусмотренного данной работой в период до 2020 г. потребуется создание второго источника питания данных ПС 110 кВ по сети 110 кВ. Наиболее рациональным решением представляется строительство ВЛ 110 кВ НС-14 - Журавская протяженностью около 21 км с расширением существующих РУ 110 кВ ПС 110 кВ НС-14 и Журавская.
На ПС 110 Ставропольская предусматривается замена морально устаревшего трансформатора на новый трансформатор, оснащенный устройством РПН мощностью 6,3 МВА. На ПС 110/10 кА Александрия предусматривается замена физически устаревших трансформаторов мощностью 2 x 6,3 на новые без увеличения установленной мощности. Кроме того, предусматривается замена ОД и КЗ в цепи Т-1 на элегазовый выключатель.
На ПС 110 кВ Ипатово, Кевсала, Тахта, Благодарная 110 и Восход в соответствии с "Комплексной программой развития электрических сетей Ставропольского края на период 2013 - 2018 гг." предусматривается замена основного коммутационного оборудования (выключателей, ОД и КЗ, разъединителей и др.).
Суммарный дополнительный ввод трансформаторной мощности на ПС 110 кВ Светлоградских электрических сетей в период до 2019 г. составит 18,9 МВА.
В Светлоградских электрических сетях "Схемой..." до 2019 года дополнительно предусматривается выполнение работ по реконструкции и техперевооружению ВЛ 110 кВ суммарной протяженностью 114,4 км, нормативный срок эксплуатации которых уже истек либо заканчивается до 2019 года. Физический износ опор, линейной арматуры и проводов этих ВЛ определяет необходимость их замены на новые, построенные по тем же трассам. При этом для повышения пропускной способности сети, при реконструкции ВЛ 110 кВ рекомендуется применять провода большего сечения - АС-185.
5.3.5. ПО Новотроицкие электрические сети
Расчетная нагрузка энергорайона в 2019 г. составит в варианте электропотребления СО ЕЭС 157,6 МВт и 176 МВт в максимальном варианте.
Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в период до 2019 г. для варианта электропотребления СО ЕЭС в плане реализации инвестиционной программы ОАО "МРСК Северного Кавказа" предусматривается по следующим направлениям.
В связи с расширением предусматривается строительство новой нефтеперекачивающей станции (НПС) на территории Изобильненского района. Для внешнего электроснабжения НПС-5 системы транспорта Каспийского Трубопроводного Консорциума в 2013 г. завершено строительство новой подстанции 110 кВ НПС-5. В соответствии с расчетной нагрузкой 27 МВт на ПС 110 кВ НПС-5 установлены два трансформатора по 40 МВА каждый. Присоединение подстанции к энергосистеме выполнено путем строительства новых ВЛ 110 кВ Безопасная - НПС-5 и Баклановская - НПС-5 общей протяженностью около 41 км. ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ НПС-5 выполнено по схеме 110-5АН (мостик с выключателями в цепях трансформаторов).
В связи с присоединением новых ВЛ 110 кВ выполнена реконструкция подстанций 110 кВ Безопасная и Баклановская с расширением ОРУ 110 кВ на одну линейную ячейку и с установкой выключателей в цепях линий.
В существующей схеме к одноцепному транзиту 110 кВ Ставропольская ГРЭС - Красногвардейская - Дмитриевская присоединено шесть промежуточных ПС 110 кВ при рекомендуемом их количестве "Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем" не более трех. При аварийном отключении или выводе в ремонт ВЛ 110 кВ Ставропольская ГРЭС - Красная Заря образуется протяженная (более 140 км) радиальная электропередача 110 кВ Дмитриевская - Красногвардейская - Красная Заря. При прогнозируемом росте нагрузок в зимний максимум 2019 г. в таком послеаварийном режиме напряжение на шинах 110 кВ подстанций Красная Заря, Новоалександровская, Красногвардейская, Штурм снижается до уровня 99-101 кВ (рисунок 5.4). Для создания условий регулирования напряжения на электропередаче в послеаварийных режимах и приведения схемы сети 110 кВ в соответствие с "Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем" предлагается строительство новой ВЛ 110 кВ Григорополисская - Штурм протяженностью 42 км. В соответствии с планируемыми перетоками марку провода новой ВЛ рекомендуется принять АС-150. Для присоединения ВЛ 110 кВ потребуется выполнить реконструкцию РУ 110 кВ ПС 110 кВ Григорополисская и ПС 110 кВ Штурм с переводом их на схему 110-5Н (мостик с выключателями в цепях линий). Напряжения в сети 110 кВ в рассмотренном послеаварийном режиме с учетом строительства ВЛ 110 кВ Григорополисская - Штурм обеспечиваются не ниже 107 кВ (рисунок 5.5). Кроме того, ввод новой ВЛ 110 кВ позволит повысить надежность электроснабжения потребителей Красногвардейского и Новоалександровского районов.
Для повышения пропускной способности сети предусмотрена реконструкция ВЛ 110 кВ Ставропольская ГРЭС - Междуреченская протяженностью 3,4 км с заменой провода АС-150 на АС-185.
На ПС 110 кВ Рыздвяная предусматривается выполнение реконструкции с установкой второго трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА и переводом РУ 110 кВ на схему 110-5АН (мостик с выключателями в цепях трансформаторов) с заменой существующего оборудования.
На ПС 110 кВ Изобильная предусматривается замена основного коммутационного оборудования (выключателей, ОД и КЗ, разъединителей и др.).

Рисунок 5.4. Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше
района транзита 110 кВ Ставропольская ГРЭС - Дмитриевская
в зимний максимум нагрузок 2019 г. без строительства
ВЛ 110 кВ Григорополисская - Штурм. Послеаварийный режим.
Отключена ВЛ 110 кВ Ставропольская ГРЭС - Красная Заря

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.5. Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше
района транзита 110 кВ Ставропольская ГРЭС - Дмитриевская
в зимний максимум нагрузок 2019 г. с учетом строительства
ВЛ 110 кВ Григорополисская - Штурм. Послеаварийный режим.
Отключена ВЛ 110 кВ Ставропольская ГРЭС - Красная Заря

Рисунок не приводится.

Для максимального варианта электропотребления предусматриваются следующие дополнительные объемы электросетевого строительства на период до 2019 г.
С учетом дальнейшего роста нагрузок в районе г. Новоалександровска, в частности перспективы строительства Новоалександровского индустриального парка с нагрузкой до 25 МВт, очевидно потребуются дополнительные мероприятия по усилению сети 110 кВ рассматриваемого энергорайона. В качестве такого мероприятия предлагается строительство ВЛ 110 кВ Григорополисская - Темижбекская - Новоалександровская-2 с переводом ВЛ 35 кВ Григорополисская - Темижбекская и ПС 35 Темижбекская на напряжение 110 кВ и строительство ПС 110 кВ Новоалекандровская-2 по схеме 110-12 с заходами от ВЛ 110 кВ Новоалександровская - Светлая. Выполнение данного мероприятия рекомендуется в 2020 г.
В настоящее время нагрузка ПС 110/35/10 Красногвардейская составляет 10,6 МВА. В соответствии с прогнозируемым ростом к 2019 году нагрузка этой подстанции возрастет до величины 15,2 МВА. В соответствии с информацией филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" замена существующих трансформаторов 2 x 10 МВА на ПС Красногвардейская не требуется, поскольку перегрузка, возникающая при выводе в ремонт или отключении одного из трансформаторов, снимается переводом части нагрузок на другие центры питания.
Установка второго трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА на ПС 110 кВ Григорополисская, предлагаемая филиалом ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго", в период до 2019 г. не представляется целесообразной. Прогнозируемая нагрузка ПС 110 кВ Григорополисская (2,6 МВт) с учетом установленного на этой ПС трансформатора 35/10 кВ мощностью 4 МВА полностью резервируется по сети 35 кВ от ПС 110 кВ Новоалександровская.
На ПС 110 кВ Новоалександровская и Красная Заря в соответствии с "Комплексной программой развития электрических сетей Ставропольского края на период 2013 - 2018 гг." предусматривается замена основного коммутационного оборудования (выключателей, ОД и КЗ, разъединителей и др.).
На ПС 110 кВ Новоалександровская в связи с повышенным износом предусматривается замена существующих трансформаторов мощностью 2 x 16 МВА. Расчетная нагрузка ПС 110 кВ Новоалександровская к 2019 г. составит 15,2 МВА, что составляет около 95% от установленной мощности трансформаторов для схемы "N-1". Учитывая перспективу дальнейшего роста нагрузки подстанции, целесообразно при выполнении реконструкции ПС 110 кВ Новоалександровская предусмотреть установку трансформаторов мощностью 2 x 25 МВА. На ПС 110 кВ Московская предусматривается замена устаревших силовых трансформаторов мощностью 2 x 10 МВА на трансформаторы 2 x 16 МВА.
5.3.6. ПО Восточные электрические сети.
Расчетная нагрузка энергорайона в 2019 г. составит в варианте электропотребления СО ЕЭС 129,8 МВт и 133 МВт в максимальном варианте.
Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в период до 2019 г. для варианта электропотребления СО ЕЭС в плане реализации инвестиционной программы ОАО "МРСК Северного Кавказа" предусматривается по следующим направлениям.
Для электроснабжения НПС расширяемого магистрального нефтепровода "Малгобек - Тихорецк" в Курском районе в 2017 г. предусматривается строительство ПС 110 кВ НПС Трудовая. В соответствии с заявленной нагрузкой 6,7 МВт на подстанции предусматривается установка двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью по 16 МВА. Схему РУ 110 кВ ПС 110 кВ "НПС Трудовая" рекомендуется принять 110-5Н (мостик с выключателями в цепях линий). Присоединение к энергосистеме новой подстанции выполняется путем строительства ВЛ 110 кВ Моздок-330 - НПС Трудовая - Прохладная общей протяженностью около 75 км. Реализация мероприятия потребует расширения РУ 110 кВ ПС 330 кВ Моздок и ПС 330 кВ Прохладная на одну линейную ячейку.
В соответствии с ростом нагрузки на ПС 110 кВ Новопавловская-2 предусматривается замена трансформатора мощностью 10 МВА на трансформатор 16 МВА. Кроме того, на подстанции предусматривается замена существующих выключателей и ОД и КЗ на элегазовые выключатели.
Для максимального варианта электропотребления предусматриваются следующие дополнительные объемы электросетевого строительства на период до 2019 г.
В 2013 г. на ПС 110 кВ Лысогорская выполнена замена трансформатора Т-2 мощностью 2,5 МВА на 6,3 МВА. В 2016 г. планируется завершение реконструкции данной подстанции с заменой второго трансформатора мощностью 2,5 МВА на 6,3 МВА и установкой в РУ 110 кВ элегазовых выключателей вместо ОД и КЗ.
ВЛ 110 кВ Соломенская - Восток и Троицкая - Восток протяженностью соответственно 8,11 и 49,73 км выполнены проводом марки АЖ-120. Данные ВЛ находятся в районе интенсивного гололедообразования и в зимний период постоянно подвергаются плавке гололеда. В результате термического воздействия токов плавки гололеда на провод АЖ-120, не имеющий стального сердечника, ухудшаются механические характеристики провода и в результате не обеспечивается требуемая надежность электроснабжения потребителей ПС 110 кВ, присоединенных к этим ВЛ. Для улучшения эксплуатационных характеристик данных ВЛ 110 кВ предлагается выполнить их реконструкцию с заменой существующих проводов на провода АС-150.
5.4. Предварительные рекомендации по схемам выдачи мощности электростанций, намечаемых к сооружению в период до 2019 г.
Схема выдачи мощности ПГУ-420 при расширении Ставропольской ГРЭС описана в разделе 5.1 "Развитие сети 500 кВ". Схема выдачи мощности Буденновской ТЭС описана в разделе 5.1 "Развитие распределительных сетей 110 кВ до 2019 г.".
При проведении комплексной реконструкции и модернизации Каскада Кубанских ГЭС с незначительным увеличением установленной мощности рекомендуется сохранить существующие схемы присоединения ГЭС к энергосистеме.
По целому ряду электростанций, строительство которых рассматривается на территории Ставропольского края, еще не выполнялись проработки по схемам выдачи мощности. В настоящей "Схеме и программе..." для этих электростанций даны предварительные рекомендации по их присоединению к энергосистеме.
Мощность малых ГЭС (Барсучковской, Сенгилеевской, Ставропольской, Егорлыкской ГЭС-3 и Бекешевской) предполагается выдавать на напряжении 10 кВ на ближайшие подстанции 110 кВ.
Выдача мощности ГПА-ТЭЦ "Запикетная" предусматривается по КЛ 10 кВ на РУ 10 кВ ПС 110 кВ Запикетная.
Солнечные электростанции.
Кисловодская солнечная электростанция. Исходя из имеющейся информации о размещении электростанции и ее установленной мощности выдачу ее мощности рекомендуется осуществлять на напряжении 110 кВ. Рассматривались два варианта схемы присоединения СЭС:
1 вариант. Строительство двух ВЛ 110 кВ от СЭС до ПС 110 кВ Запикетная и присоединение отпайками к обеим ВЛ 110 кВ Зеленогорская - Запикетная с образованием двух новых ВЛ 110 кВ: Кисловодская СЭС - Зеленогорская 1 и 2 цепь с отпайками на ПС 110 кВ Запикетная. РУ 110 кВ на Кисловодской СЭС рекомендуется выполнить по схеме "четырехугольник";
2 вариант. Строительство двух ВЛ 110 кВ от СЭС до ПС 110 кВ Запикетная и присоединение их в рассечку одной из ВЛ 110 кВ Зеленогорская - Запикетная с образованием двух новых ВЛ 110 кВ: Кисловодская СЭС - Зеленогорская и Кисловодская СЭС - Запикетная. РУ 110 кВ на Кисловодской СЭС рекомендуется выполнить по схеме "четырехугольник". Реконструкция ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Запикетная, выполненного по схеме два блока с ОД и КЗ, с переходом на схему 110-5АН (мостик с выключателями в цепях трансформаторов) для организации транзита через ПС 110 кВ Запикетная на ПС 110 кВ Зеленогорская.
Оба варианта обеспечат выдачу полной мощности (50 МВт) от СЭС на ПС 110 кВ Зеленогорская и далее в энергосистему как в нормальной схеме, так и при отключении одной из вновь образуемых ВЛ 110 кВ.
По стоимостным показателям более экономичным будет 1 вариант, для реализации которого не требуется выполнять реконструкцию ОРУ 110 кВ на ПС 110 кВ Запикетная.
Старомарьевская СЭС 150 МВт. Выдачу мощности Старомарьевской СЭС рекомендуется осуществлять на напряжении 110 кВ не менее чем по четырем ВЛ. В зависимости от размещения площадки можно рассматривать несколько вариантов присоединения СЭС к энергосистеме.
Как один из вариантов схемы выдачи мощности можно рассматривать строительство двух ВЛ 110 кВ от СЭС до ОРУ 110 кВ ПС 330 кВ Ставрополь и строительство заходов на СЭС от одной из существующих ВЛ 110 кВ, отходящих от ПС 330 кВ Ставрополь. При этом выдача мощности СЭС будет осуществляться по трем ВЛ 110 кВ в ОРУ 110 кВ ПС 330 кВ Ставрополь и по одной ВЛ в прилегающую сеть.
Другой вариант - это использование только действующих ВЛ 110 кВ для выдачи мощности СЭС путем выполнения заходов в РУ 110 кВ станции от двух ВЛ с образованием четырех ВЛ 110 кВ, отходящих от СЭС. При благоприятном размещении площадки СЭС относительно существующей сети 110 кВ такой подход к выдаче мощности может быть менее затратным, так как исключается необходимость расширения РУ 110 кВ действующих подстанций для присоединения новых ВЛ 110 кВ.
Александровская СЭС 15 МВт. В зависимости от размещения площадки СЭС выдачу мощности можно рассматривать как на напряжении 110 кВ с использованием существующей ВЛ 110 кВ Александровская - Журавская или Александровская - Круглолесская, так и на напряжении 35 кВ, например по двум ВЛ 35 кВ на ПС 110 кВ Александровская.
Ветроэлектростанции.
Для определения районов размещения ветроэлектростанций, оптимальных по их влиянию на изменение величины потерь электроэнергии в сети 110 кВ, выполнены оценочные расчеты режимов работы электрической сети в зимний и летний периоды на этапе 2019 года (таблица 5.1). Проведенный анализ целесообразности размещения ветровых электростанций в тех или иных узлах Ставропольской энергосистемы по их влиянию на изменение величины потерь электроэнергии от транзитных перетоков мощности в сети 110 кВ показал, что предпочтительными районами размещения ветровых станций являются дефицитные районы, удаленные от центров питания: Красногвардейский, Труновский, Изобильненский, Александровский, Новоселицкий, Георгиевский, Буденновский, Левокумский, Нефтекумский, Арзгирский, Благодарненский, Ипатовский и Апанасенковский. При размещении ветровых станций в Кочубеевском районе ухудшаются экономические показатели работы электрических сетей этого района - увеличиваются потери электрической энергии в сети.
Более детальная проработка Схем выдачи мощности солнечных и ветровых электростанций возможна только в отдельных работах при наличии полной информации о местоположении электростанций, составе их оборудования, режимах работы и т.д.

Таблица 5.1

Обобщенные данные по эффективности строительства ветровых
электростанций в отдельных узлах Ставропольской
энергосистемы по критерию снижения потерь мощности
в сети от транзитных перетоков

№ п/п
Наименование узла энергосистемы, куда планируется выдача мощности ВЭС
Оптимальная величина генерации ВЭС
Максимальная величина генерации ВЭС, при которой наблюдается снижение потерь электроэнергии, МВт
Лето
Зима
Величина генерации, МВт
Снижение потерь мощности, МВт
Величина генерации, МВт
Снижение потерь мощности, МВт
1.
ПС 110 кВ Светлая
20
0,33
15
0,14
45
2.
ПС 110 кВ Дмитриевская
35
0,59
30
0,29
80
3.
ПС 110 кВ Изобильная
40
0,3
-
-
90
4.
ПС 110 кВ III Подъем
80
0,8
130
2,77
280
5.
ПС 110 кВ Заводская
50
0,63
95
2,02
200
6.
ПС 110 кВ Ново-Невинномысская
-
-
-
-
-
7.
ПС 110 кВ Заветная
40
0,26
60
0,53
120
8.
ПС 110 кВ Александровская
10
0,07
25
0,41
50
9.
ПС 110 кВ Новоселицкая
15
0,1
30
0,44
55
10.
ПС 110 кВ Ессентуки-2
70
0,63
150
2,56
300
11.
ПС 110 кВ Подкумок
60
0,73
110
2,25
210
12.
ПС 110 кВ Зеленокумская
40
0,37
50
0,72
110
13.
ПС 110 кВ Нефтекумск
40
0,53
60
0,95
110
14.
ПС 110 кВ Затеречная
40
0,68
70
1,8
140
15.
ПС 110 кВ Колодезная
40
0,7
70
1,63
150
16.
ПС 110 кВ Арзгир
30
0,31
30
0,26
65
17.
ПС 110 кВ Восход
30
0,36
40
0,44
80
18.
ПС 110 кВ Рагули
40
0,66
40
0,78
90
19.
ПС 110 кВ Светлоград
45
0,71
60
0,99
110
20.
ПС 110 кВ Ипатово
55
1,05
60
1,5
130

6. РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 110 КВ И ВЫШЕ

6.1. Расчетные условия

Расчеты режимов работы сети 110 кВ и выше, функционирующей на территории Ставропольского края, выполнялись в целях:
- выбора схемы сети и параметров ее элементов;
- определения рекомендаций по режиму работы сети;
- определения условий регулирования напряжения в электрической сети и необходимого объема компенсирующих устройств.
В соответствии с Техническим заданием в работе рассматриваются режимы для двух вариантов прогнозируемого электропотребления Ставропольской энергосистемы:
- вариант электропотребления, разработанный ОАО "СО ЕЭС" в рамках работы "Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 гг.";
- максимальный вариант электропотребления, учитывающий перспективные нагрузки индустриальных парков на территории Ставропольской энергосистемы.
В качестве расчетных этапов приняты годы, в которые происходят существенные изменения схемы электрической сети и состава генерирующих мощностей энергосистемы на территории Ставропольского края, а именно:
2014 г. - ввод ПС 330 кВ Ильенко, ввод ТЭС ООО "Ставролен", ввод объектов I очереди РИТ-парка в г. Невинномысске.
2016 г. - ввод энергоблока № 9 (ПГУ-420) на Ставропольской ГРЭС и ввод ВЛ 500 кВ Ставропольская ГРЭС - Невинномысск для выдачи его мощности, ввод ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок с ПС 500/330 кВ Моздок-2 и ввод ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2.
2019 г. - последний год расчетного периода.
Поскольку в варианте электропотребления ОАО "СО ЕЭС" максимальная нагрузка энергосистемы существенно ниже, чем в максимальном варианте, то расчеты режимов для варианта ОАО "СО ЕЭС" выполнены для конечного года расчетного периода - 2019 года. Для максимального варианта электропотребления режимы работы электрической сети на территории Ставропольского края рассмотрены для всех трех характерных этапов.
В соответствии с Техническим заданием рассматриваются режимы зимних максимальных, зимних минимальных, летних максимальных и летних минимальных нагрузок выходного дня.
Исходные условия при проведении электрических расчетов:
- величина нагрузки Ставропольской энергосистемы в расчетных режимах для рассматриваемых этапов формирования схемы соответствует нижеприведенным величинам:

Расчетный год
Нагрузка Ставропольской энергосистемы, МВт
зима
лето
максимум
минимум
максимум
минимум
2014 г. (максимальный вариант)
1747
1266
1224
859
2016 г. (максимальный вариант)
1860
1345
1312
930
2019 г. (максимальный вариант)
2027
1462
1419
1008
2019 г. (вариант СО ЕЭС)
1769
1278
1241
884

- участие электростанций энергосистемы в покрытии максимума нагрузок принято в соответствии с балансом мощности ОЭС Юга;
- расчетные реактивные нагрузки на шинах 110 кВ существующих подстанций в зимний и летний максимумы и минимумы энергосистемы приняты на основе анализа отчетных данных, для новых подстанций - исходя из расчетного ;
- нормальные разрывы в сети 110 кВ на территории Ставропольской энергосистемы сохранены в соответствии со схемами потокораспределения Северокавказского РДУ в режимные дни 2012 г.
Результаты расчетов потокораспределения в сети 110 кВ и выше для нормальной схемы приведены в Приложениях Б - Г (максимальный вариант электропотребления), Приложении Д (вариант ОАО "СО ЕЭС") (не приводится), том 7101-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ2.
Загрузка АТ 500/330 и 330/110 подстанций Ставропольской энергосистемы в расчетных режимах приведена в таблице 6.1.

6.2. Режимы работы электрической сети на этапе 2014 г.

Анализ результатов выполненных расчетов показал, что схема электрической сети 110 кВ и выше, сформированная к 2014 году (приложение Б-1 - не приводится) для максимального варианта электропотребления обеспечивает электроснабжение потребителей Ставропольской энергосистемы без ограничений как в нормальной схеме, так и в послеаварийных режимах.
В зимний максимум нагрузок 2014 г. загрузка ВЛ в нормальной схеме в расчетных режимах в основном находится в пределах нормируемой плотности тока. Исключение составляют следующие ВЛ 110 кВ: Невинномысская ГРЭС - Прикубанская, ГЭС-2 - Майская, Ставропольская ГРЭС - Междуреченская, Невинномысская ГРЭС - Южная и Сенгилеевская ГЭС - Егорлыкская ГЭС; их загрузка в 2 - 2,7 раза превышает нормируемую по плотности тока.
Загрузка АТ, установленных на ПС 330 и 500 кВ, находится в допустимых пределах. При отключении (выводе в ремонт) одного из автотрансформаторов нагрузка второго не превышает его номинальную мощность.
Напряжение в сети 110 кВ в нормальной схеме обеспечивается в пределах 112 - 119 кВ. Наиболее низкое напряжение в режиме зимних максимальных нагрузок имеет место на ПС 110 кВ Затеречная, Ачикулак и Каясула.
Послеаварийные режимы, связанные с отключением одной из наиболее загруженных ВЛ 110 или 330 кВ, а также одного АТ 330/110 кВ на ПС 330 кВ, не приводят к недопустимым изменениям параметров режима электрической сети. Напряжение в сети 110 кВ в послеаварийных режимах не снижается ниже номинального.
В режиме зимних минимальных нагрузок 2014 г. (приложение Б-2 - не приводится) сохраняется принципиальная картина потокораспределения в сети 110 кВ рассматриваемого района аналогично режимам зимних максимальных нагрузок при существенно меньшей загрузке элементов сети. Напряжение в сети 110 кВ в нормальной схеме не превышает 120 кВ с учетом изменения уставок генераторов электрических станций энергорайона.
Летний максимум нагрузок 2014 г. (приложение Б-3 - не приводится) на территории Ставропольской энергосистемы характеризуется значительно меньшими перетоками практически по всем сетевым элементам по сравнению с зимним максимумом нагрузок. В то же время токовая загрузка ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Прикубанская составляет 370 А, превышая загрузку данной ВЛ в зимний период. Высокая загрузка ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Прикубанская в летний период обусловлена повышенным дефицитом мощности в соседней Кубанской энергосистеме. При аварийном отключении ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - Армавир токовая загрузка ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Прикубанская составит 489 А, что превышает длительно допустимую нагрузку для провода АС - 185 541 А при температуре воздуха +35 °C. В остальном электроснабжение потребителей Ставропольской энергосистемы в летний максимум нагрузок обеспечивается без ограничений как в нормальной схеме, так и в послеаварийных режимах с учетом летнего снижения допустимых загрузок ВЛ.
В режиме летних минимальных нагрузок 2014 г. (приложение Б-4 - не приводится) сохраняется принципиальная картина потокораспределения в сети 110 кВ рассматриваемого района аналогично режимам летних максимальных нагрузок при существенно меньшей загрузке элементов сети.
Напряжение в сети 110 кВ в нормальной схеме в летний период находится в допустимых пределах с учетом сезонных изменений коэффициентов трансформации АТ на ПС 330/110 кВ и уставок генераторов станций.

6.3 Режимы работы электрической сети на этапе 2016 г.

Анализ результатов выполненных расчетов режимов сети 110 кВ и выше для максимального варианта электропотребления Ставропольской энергосистемы на уровне 2016 года (приложения В-1 - В-4 - не приводятся) показал умеренный рост загрузки сети в соответствующих схемах по сравнению с 2014 годом, обусловленный ростом нагрузок.
Ввод в работу ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок-2 позволяет снизить перетоки по АТ 500/330 кВ на ПС Невинномысск и ВЛ 330 и 110 кВ, связывающим Ставропольскую энергосистему с энергосистемами республик Северного Кавказа. Ввод в работу второго АТ 330/110 кВ мощностью 125 МВА на ПС 330 кВ Ильенко позволит разгрузить АТ 330/110 кВ на ПС 330 кВ Машук и ВЛ 110 кВ, питающие энергорайон Кавказских Минеральных Вод. Кроме того, выдача мощности ТЭС ООО "Ставролен" в сеть 110 кВ снижает перетоки через АТ 330/110 кВ на ПС 500 кВ Буденновск и ПС 330 кВ Прикумск.
Реализация указанных мероприятий позволяет обеспечить уровень напряжения в сети 110 кВ Ставропольской энергосистемы не ниже 115 кВ в зимний период. В летний период напряжение находится в пределах 117 - 120 кВ.

6.4. Режимы работы электрической сети на этапе 2019 г.

Рост электропотребления Ставропольской энергосистемы в период 2016 - 2019 гг. обусловлен в основном увеличением нагрузки РИТ-Парка в г. Невинномысске. В связи с этим картина потокораспределения в расчетных режимах 2019 г. для максимального варианта электропотребления Ставропольской энергосистемы (приложения Г-1 - Г-4 - не приводятся) в сети 110 кВ незначительно отличается от 2016 года. Ввод ВЛ 110 кВ Терская - Ачикулак снижает перетоки по ВЛ 110 кВ, питающим ПС 110 кВ Затеречная.

Инв. № подл.
Подпись и дата
Взам. инв. N




Таблица 6.1

Перетоки мощности по АТ 500/330 кВ и 330/110 кВ
электрических станций и подстанций
Ставропольской энергосистемы в расчетных режимах

Наименование подстанции и режима
Установленная мощность АТ, МВА
Нагрузка автотрансформаторов в расчетных схемах
2014 г. (максимальный вариант)
2016 г. (максимальный вариант)
2019 г. (максимальный вариант)
2019 г. (вариант СО ЕЭС)
P + jQ МВт, Мвар
S
P + jQ МВт, Мвар
S
P + jQ МВт, Мвар
S
P + jQ МВт, Мвар
S
МВА
%
МВА
%
МВА
%
МВА
%
Зимний максимум нагрузок













ПС 500 кВ Невинномысск 500/330 кВ 330/110 кВ
2 x (3 x 167)
442,2 - j34,3
446,9
44,6
33 8,0 + j5,6
338,4
33,8
268,3 + j26,7
269,3
26,9
185,5 + j21,5
175,3
18,8
2 x 125
-
-
-
20 + j7,5
21,4
8,6
90,3 + j45,2
101,3
40,5
10 + j2,8
10,4
2,8
ПС 500 кВ Буденновск 500/330 кВ 330/110 кВ
2 x (3 x 167)
5 99,5 - j67
604,7
60,4
544,9 - j75,1
551,4
55,0
667,3 - j109,3
675,9
67,5
633,9-100,4
639,3
63,7
1 x 125
50,8 - j27,7
57,8
46,3
19,4 - j24,8
32,2
25,7
24,1 - j25,8
35,3
28,2
22,2 + j24,9
33,1
26,5
ГЭС-2
2 x 120
43,8 + j89,0
100,6
41,9
45,7 + j37,1
59,1
24,6
44,1 + j41,4
60,6
25,2
45,2 + j43,3
62,6
26,1
ГЭС-4
2 x 125
34,6 - j48,5
59,8
23,9
29 - j37,7
47,5
19,0
29,7 - j36,8
47,3
18,9
24,7 - j36,7
43,1
17,2
Ставропольская ГРЭС 500/330 кВ 330/110 кВ
2 x (3 x 167)
124,5 + j118,5
169,4
16,9
85,5 + j67,2
111,0
11,1
101,9 - j69,6
122,9
12,3
48 - 72,4
86,9
8,7
2 x 200
213,5 + j25,9
217,3
54,3
245,8 + j46,1
245,5
61,4
249,7 + j53,1
253,5
63,4
221,2 + j37,9
224,4
56,1
Невинномысская ГРЭС
2 x 200
68,3 + j62,8
92,3
23,1
61,6 + j20,2
65,6
16,4
40,9 + j39,7
57,0
14,2
92,9 + j24,3
96
24,0
ПС 330 кВ Благодарная
1 x 125
65,4 + j18,3
67,9
54,3
67,2 + j17,3
70,3
56,2
59,7 + j16,8
62,1
49,6
63,8 + j15,9
65,6
52,6
ПС 330 кВ Прикумск
2 x 200
192,1 + j89,4
211,8
53,0
114,8 + j59,9
131,3
32,8
13 5,1 + j56,3
146,4
36,6
131,4 + j58,5
143,6
35,9
ПС 330 кВ Ставрополь
3 x 125
167,1 + j92,3
195,8
52,2
196,1 + j117
224,1
59,8
195,9 + j116,3
227,3
60,6
183,7 + j109,8
214,0
57,1
ПС 330 кВ Машук
2 x 200
229,1 + j117,7
257,3
64,3
216 + j96,7
237,0
59,2
221,8 + j100,1
243,3
60,8
219,1 + j91,2
236,9
59,2
ПС 330 кВ Ильенко
1 x 125/2 x 125 <1>
60,7 + j46,8
76,6
61,1
87,1 + j58
104,7
41,9
88,9 + j61
107,8
43,1
90 + j75,7
117,5
47,0
Летний максимум нагрузок













ПС 500 кВ Невинномысск 500/330 кВ 330/110 кВ
2 x (3 x 167)
124,3 + j30,5
128,3
12,8
46,8 - j6,5
48,0
4,8
35,5 - j69,1
78,2
7,8
111,6 - j38,4
118,0
11,8
2 x 125
-
-
-
20 + j7,9
21,4
8,6
90,3 + j45,2
101,3
40,5
10 + j3
10,4
2,8
ПС 500 кВ Буденновск 500/330 кВ 330/110 кВ
2 x (3 x 167)
137,2 + j9,6
137,5
13,7
136,0+] 13,5
139,2
13,9
220,1 - j3,2
219,3
21,9
185,9 + j20,6
187,0
18,7
1 x 125
38,8 - j42,7
57,7
46,2
13,5 + j0,4
13,6
11,7
47,1 - j8,9
48,0
38,4
46 - j7
46,5
37,2
ГЭС-2
2 x 120
80,8 + j20,6
83,4
34,7
94,2 + j15
95,5
39,8
95,1 + j23,2
98,0
40,8
95,2 + j17,4
96,3
40,2
ГЭС-4
2 x 125
21 + j34,6
40,5
16,2
21,6 + j27,7
35,4
14,2
26,5 + j38,5
46,9
18,8
30,3 + j21
36,4
14,5
Ставропольская ГРЭС 500/330 кВ 330/110 кВ
2 x (3 x 167)
578,4 + j146,9
596,8
59,6
383,9 + j114,2
376,7
40,0
39,9 - j62,8
74,0
7,4
6,1 - j16,2
17,3
1,7
2 x 200
86,9 + j5,4
87,1
21,8
112,9 + j17,1
114,2
28,5
111,5 + j15,3
109,8
27,5
76 + j4,9
76,2
19,0
Невинномысская ГРЭС
2 x 200
124,3 + j30,5
128,0
32,0
103,5 + j9,7
103,9
25,8
13 8,4 + j3
138,0
34,5
90,6 + j14,8
91,8
23,0
ПС 330 кВ Благодарная
1 x 125
43,9 + j1,8
43,9
35,2
46,7 + j8,9
48,1
38,6
45,8 + j9,7
46,8
37,4
48 + j14,7
50
40
ПС 330 кВ Прикумск
2 x 200
117,5 + j66,2
134,9
33,7
53,7 + j16,4
57,5
14,4
121,4 + j39,2
127,6
31,9
120,1 + j45
128,3
32,1
ПС 330 кВ Ставрополь
3 x 125
124,1 + j56,1
136,2
36,3
145 + j66,2
159,4
42,5
147,7 + j83,8
167,2
44,6
129,9 + j60,3
143,2
38,2
ПС 330 кВ Машук
2 x 200
143,3 + j87,1
167,7
41,9
126,2 + j99,5
160,7
40,2
124,1 + j91,6
154,2
38,6
123,9 + j100,7
159,7
42,6
ПС 330 кВ Ильенко
1 x 125/2 x 125 <1>
41,8 + j30,l
51,7
20,7
61 + j25,4
66,1
26,4
72,8 + j37,9
82,1
32,8
70,5 + j26,2
75,2
30,1

Примечание: <1> На ПС 330 кВ Ильенко установка второго АТ мощностью 125 МВА учтена в 2016 г.

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

Условия регулирования напряжения и размещение источников
реактивной мощности

Регулирование напряжения в сети 110 кВ Ставропольской энергосистемы обеспечивается за счет изменения реактивной мощности генераторов электростанций и компенсирующих устройств (БСК), установленных в электрических сетях, у потребителей, а также за счет регулировочных возможностей автотрансформаторов и трансформаторов на подстанциях 500, 330 и 110 кВ.
На подстанциях 110 кВ в Ставропольской энергосистеме на 01.01.2013 установлено 71,7 Мвар КУ (БСК). Располагаемая мощность КУ составляет 62,3 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 1605 Мвар.
В 2013 г. предусмотрен ввод ПС 110 кВ НПС-5, на которой устанавливаются БСК 2 x 4,9 Мвар. На ПС 110 кВ Суворовская установленные БСК в последние годы не используются в связи с их неудовлетворительным состоянием.
Напряжение в зимний режимный день 2012 года (19.12.2012 18 час.) обеспечивалось в сети 110 кВ - 107 - 122 кВ, в сети 330 кВ - 326 - 353 кВ. Наименьшее напряжение имело место:
- в Прикумских электрических сетях (108 - 110 кВ) на ПС 110 кВ Каясула, Ачикулак, Затеречная и Восточная;
- в Центральных электрических сетях (107 - 109 кВ) на ПС 110 кВ Зеленогорская, Запикетная, Ясная Поляна - 2, Парковая и др.
Для рекомендуемой схемы электрической сети Ставропольской энергосистемы выполнены расчеты по оптимизации реактивной нагрузки на шинах подстанций 110 кВ. При выполнении оптимизационных расчетов в исходном режиме максимальных нагрузок 2019 г. как существующие рассматриваются все КУ в соответствии с их располагаемой мощностью на 01.01.2013 (за исключением БСК на ПС 110 Суворовская), а также БСК на ПС 110 кВ НПС-5.
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, необходимой для компенсации потерь электроэнергии как в сети, так и в устанавливаемых КУ.
Для существующих источников реактивной мощности (ранее установленных КУ, СК и генераторов станций) стоимостный показатель принимается равным нулю. Время работы в году новых КУ принято равным 8760 часов, что справедливо для расчетов, определяющих установленную мощность КУ без учета реального режима работы, что впоследствии создает некоторый запас.
Для отыскания оптимальной установленной мощности КУ по функции приведенных затрат определяются удельные приросты потерь активной мощности от реактивных узловых мощностей. Удельные приросты определяются для узлов сети по параметрам расчетного режима сети (конфигурации и параметров ветвей, активных и реактивных узловых мощностей, уровней напряжения).
В результате, критерий оптимальности (минимум целевой функции приведенных затрат) формулируется следующим образом: оптимальная установленная мощность КУ определяется условием равенства удельного прироста потерь в узловой точке в расчетном режиме значению, определенному технико-экономическими показателями (заданному). Для существующих источников реактивной мощности аналогично формулируется критерий для оптимальной рабочей мощности.
При таком подходе значение заданного удельного прироста потерь определено с учетом срока окупаемости устанавливаемых КУ, который соответствует принятому в расчетах коэффициенту эффективности капитальных вложений. Другими словами оптимизационный расчет прекращается, когда срок окупаемости "последнего" устанавливаемого квара 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 всех 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 II квартал 2012 года с учетом НДС.

Таблица 6.2

Технико-экономические параметры оптимизации реактивной
мощности в электрической сети

Наименование технико-экономических параметров оптимизации
Обозначение,
размерность
Значение
параметров
1. Удельная стоимость установки источников реактивной мощности (БСК) напряжением 6 - 10 кВ
Ско, руб./квар
1500
2. Отчисления на амортизацию и обслуживание КУ
Ккаро, от стоимости КУ
0,050
3. Удельная стоимость установленной мощности на электростанциях
Сро, руб./кВт
0
4. Коэффициент эффективности капитальных вложений
Кн
0,100
5. Стоимость потерь электроэнергии
руб./кВт.ч
1,5
6. Годовое время использования максимума реактивной мощности
Час
6200
7. Удельные потери активной мощности в новых компенсирующих устройствах
Рку, кВт/квар
0,0030
8. Удельные потери активной мощности в существующих источниках реактивной мощности
Рсущ кВт/кВар
0,0100

Примечание: Стоимостные показатели приведены в ценах на II квартал 2012 года.
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, достигаемое при этом снижение потерь мощности в электрических сетях и величина расчетного нагрузки для подстанций, где размещаются дополнительные КУ при оптимизации.
Анализ результатов выполненных расчетов показал, что в рекомендуемой схеме для расчетного уровня нагрузок энергосистемы 2019 г. в сети 110 кВ Ставропольской энергосистемы требуется дополнительная компенсация реактивной нагрузки общей величиной 55,3 Мвар.

Таблица 6.3

Результаты расчета по оптимизации реактивной мощности
на подстанциях 110 кВ

Наименование подстанций, узлов
Максимальная нагрузка
Расчетная мощность КУ, Мвар
Оптимальный на шинах ПС
Р, МВт
Q, Мвар
Действующих
Дополнительных






Ставропольэнерго





Затеречная
11,70
5,90

3,47
0,207
Западная
44,30
13,70

11,50
0,050
Лесная
26,30
13,80

3,17
0,404
Северная
40,60
14,00

9,14
0,120
Щебзавод
5,90
2,70

2,37
0,056
Минводы-2
29,50
17,10

5,03
0,409
Т-303 (Т-2)
11,50
6,20

6,02
0,016
С-Александровск.
3,00
1,00

0,77
0,076
Обильное (Т-2)
2,90
1,70

0,59
0,382
Карьер
1,50
0,60

0,53
0,048
Зеленокумск
17,60
8,50

5,11
0,193
Отказное
0,80
0,60

0,19
0,513
Головная
0,90
0,50

0,39
0,123
Восточная
6,10
4,20

3,89
0,050
Ачикулак (Т-1)
5,70
2,50

2,34
0,028
Обильное (Т-1)
2,90
1,70

0,84
0,295

В таблице 6.3 приведены результаты оптимизационных расчетов, где даны расчетные величины мощности КУ и , определенные на шинах 6, 10 кВ подстанций 110 кВ. В таком виде результаты расчетов могут быть использованы при разработке заданий потребителям по оптимальной величине их нагрузок.
На втором этапе оптимизации режима потребления реактивной мощности выполняется укрупнение мощности КУ до ближайшего значения расчетной мощности типовой БСК. При этом в ходе оптимизационных расчетов по укрупнению КУ проверяется чувствительность результатов к изменению режимных и экономических параметров оптимизации. Компенсирующие устройства в конечном итоге устанавливаются лишь в тех узлах сети, где величина мощности КУ мало зависит от изменения режимных и экономических параметров оптимизации.
В таблице 6.4 приведены данные о величине снижения потерь мощности и затрат на компенсацию потерь электроэнергии в сетях после второго этапа оптимизации. Анализ результатов расчетов показал, что для оптимизации режима потребления реактивной мощности потребуется обеспечить компенсацию реактивной мощности нагрузки на подстанциях энергосистемы общей величиной 51,35 Мвар, что обеспечит снижение потерь мощности в оптимизируемой сети в максимум нагрузок энергосистемы 2019 года на 0,921 МВт и потерь электроэнергии на 5,71 млн кВт.ч в год, в том числе в сети 110 кВ соответственно на 0,737 МВт и на 4,57 млн кВт.ч в год.

Таблица 6.4

Распределение потерь мощности и энергии в электрических
сетях Ставропольской энергосистемы в результате оптимизации

Наименование
Исходный режим, МВт
Оптимизированный режим, МВт
Снижение потерь мощности
Экономия от снижения потерь эл. энергии, млн руб.
МВт
%
Потери в сети, всего
1050,766
1048,736
2,030
100,0
18,878
в т.ч. в оптимизируемой сети
116,755
115,835
0,921
45,3
8,562
в сети 330 кВ и выше
72,876
72,692
0,184
9
1,708
в сети 110 кВ
43,879
43,143
0,737
36,3
6,854

--------------------------------
<*> - оптимизируемая сеть - сеть 110 кВ филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" и сеть 330 кВ ОАО "ФСК ЕЭС" на территории Ставропольской энергосистемы.

Результаты расчета второго этапа оптимизации потребления реактивной мощности приведены в таблице 6.5. Из общего количества подстанций, на которых требовалась на первом этапе компенсация реактивной мощности после укрупнения КУ остались лишь те, где установка КУ наиболее эффективна. В результате второго этапа оптимизации определяется расчетная мощность компенсирующих устройств, соответствующая мощности типовой БСК, стоимость установки БСК по "Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей" и годовой экономический эффект, который обеспечивается на каждой подстанции от общего снижения потерь в электрической сети.

Таблица 6.5

Рекомендуемые к установке компенсирующие устройства
в результате оптимизации реактивной мощности в сети
Ставропольской энергосистемы и их эффективность

Наименование сетевого района и подстанций
Мощность нового КУ, Мвар
Стоимость установки КУ, тыс. руб.
Ежегодные затраты, тыс. руб.
Снижение затрат на потери в электрической сети, тыс. руб.
Годовой экономический эффект от установки КУ, тыс. руб.
Срок окупаемости КУ, лет
на потери энергии в КУ
на эксплуатацию КУ
1
2
3
4
5
6
7
8
"Ставропольэнерго"







Затеречная
2,25
3375
89
169
869
612
5,51
Западная
9,85
14775
388
739
3607
2480
5,96
Лесная
2,25
3375
89
169
815
557
6,06
Северная
9,85
14775
388
739
3575
2448
6,03
Щебзавод
2,25
3375
89
169
802
545
6,19
Минводы-2
6,05
9075
238
454
2162
1470
6,17
Т-303 (Т-2)
6,05
9075
238
454
2278
1586
5,72
С-Александровск
2,25
3375
89
169
810
552
6,11
Зеленокумск
6,05
9075
238
454
2190
1498
6,06
Восточная
2,25
3375
89
169
942
685
4,93
Ачикулак (Т-1)
2,25
3375
89
169
826
569
5,93
Итого:
51,35
77025
2024
3851
18878
13003


На основании данных таблицы 6.5 выполнен предварительный выбор количества и мощности новых компенсирующих устройств (БСК), которые рекомендуются к установке на подстанциях в сети 110 кВ Ставропольской энергосистемы. Практически во всех случаях БСК рекомендуется установить на подстанциях, которые определились в результате расчетов по оптимизации реактивной мощности.
Перечень компенсирующих устройств на ПС 110 кВ в электрической сети Ставропольской энергосистемы существующих и рекомендуемых для установки в 2014 - 2019 гг. приведен в таблице 6.6.
Анализ результатов расчетов режимов работы электрической сети 110 кВ показали, что при установке на подстанциях 110 кВ дополнительных компенсирующих устройств, определившихся по результатам оптимизации реактивной мощности в сети 110 кВ Ставропольской энергосистемы, улучшаются условия регулирования напряжения в сети 110 кВ в режимах максимальных нагрузок энергосистемы.
Напряжение в сети 110 кВ в нормальной схеме сети при установке дополнительных КУ повышается на отдельных участках на 1-3 кВ и обеспечивается в режиме максимальных нагрузок в пределах 115-120 кВ.
Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше для режима зимних максимальных нагрузок 2019 г. для максимального варианта электропотребления Ставропольской энергосистемы с учетом увеличения мощности компенсирующих устройств в 2014 - 2019 гг. в соответствии с результатами оптимизации реактивной мощности приведена в приложении Г-5 тома 7101-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ2 (не приводится).

Таблица 6.6

Перечень компенсирующих устройств существующих
и рекомендуемых для установки в электрических сетях
Ставропольской энергосистемы в 2013 - 2019 гг.

Наименование подстанций
КУ, установленные на 01.01.2013, Мвар
Ввод мощности новых КУ в 2013 - 2019 гг., Мвар
Стоимость установки новых КУ, тыс. руб.
Qуст.
Qрасп.
Qуст.
Qрасч.
Затеречная


1 x 2,25
2,25
3375
Западная


2 x 4,95
9,9
14775
Лесная


1 x 2,25
2,25
3375
Северная


2 x 4,95
9,9
14775
Щебзавод


1 x 2,25
2,25
3375
Минводы-2


2 x 3,15
6,3
9075
Т-303


2 x 3,15
6,3
9075
С-Александровская


1 x 2,25
2,25
3375
Зеленокумск


2 x 3,15
6,3
9075
Восточная


1 x 2,25
2,25
3375
Ачикулак


1 x 2,25
2,25
3375
НПС-5


2 x 4,95
9,9
-
Ессентуки - II
1 x 9,9
9,9



Суворовская
2 x 5,0
10



Светлоград
2 x 6,0
9,1



Дивное
2 x 5,0
7



Ипатово
2 x 5,0
6,5



Георгиевск
1 x 9,9
9,9



НПС-4
2 x 4,95
9,9



Всего по "Ставропольэнерго":
71,7
62,3
62,1
62,1
77025

Примечание: Стоимостные показатели приведены в ценах на 2 квартал 2013 года.
В режиме зимних минимальных нагрузок 2019 г. для максимального варианта электропотребления Ставропольской энергосистемы при установке на ПС 110 кВ дополнительных компенсирующих устройств напряжение в сети 110 кВ и выше находится в допустимых пределах с учетом снижения выдачи реактивной мощности генераторами электрических станций (приложение Г-6 тома 7101-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ2 - не приводится).
В летний период для снижения напряжения в сети 110 кВ при минимальных нагрузках энергосистемы до допустимых величин необходимо включение шунтирующего реактора 330 кВ на ПС 500 кВ Буденновск и отключение практически всех БСК на ПС 110 кВ.
Напряжение в сети 110 кВ в летний период в расчетных режимах 2016 года при максимальных нагрузках обеспечивается в пределах 116 - 120 кВ, в минимум нагрузки - 118-121 кВ. В сети 330 кВ Ставропольской энергосистемы напряжение в летний максимум составит 343 - 348 кВ, в минимум нагрузки - 347 - 351 кВ (Приложения ГЗ - Г4 тома 7101-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ2 - не приводятся).
В таблице 6.7 приведена оценка величины снижения потерь электроэнергии в сети 110 - 500 кВ Ставропольской энергосистемы при вводе электросетевых объектов, обеспечивающих основное влияние на величину потерь электроэнергии.

Таблица 6.7

Снижение потерь электроэнергии в сети 110 кВ и выше
Ставропольской энергосистемы при вводе отдельных
электросетевых объектов

Наименование электросетевых объектов
Величина снижения потерь электроэнергии, млн кВт. ч./год
Всего
в сети 110 кВ
1. ПС 330/110 кВ Ильенко
5,85
5,05
2. ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок-2
102,8
36,8
3. ВЛ 110 кВ ГЭС-4 - Южная
3,76
4,23
4. Ввод компенсирующих устройств в сети 110 кВ в объеме 51,35 Мвар
5,74
4,57
Итого:
118,15
50,65

Как видно из приведенных в таблице 6.7 данных, ввод электросетевых объектов в Ставропольской энергосистеме из числа рекомендуемых "Схемой..." для строительства в период до 2019 г. снижает величину потерь электроэнергии в сети 110 кВ и выше на 118,15 млн кВт.ч в год, из них в сети 110 кВ - на 50,65 млн кВт.ч.

7. ОБЪЕМЫ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО СТРОИТЕЛЬСТВА И ОЦЕНКА
НЕОБХОДИМЫХ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЙ

Оценка необходимых капиталовложений для реализации намеченного в 2013 - 2019 гг. 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 № 385 от 09.07.2012 в ценах на III квартал 2013 г.
Стоимость СМР, прочих работ и затрат и ПИР определена в соответствии с рекомендуемыми к применению в III кв. 2013 г. индексами:
- - индекс изменения сметной стоимости СМР к ФЕР по виду строительства "Прочие объекты" для Ставропольского края (без НДС, Приложение 1 к письму Минрегиона от 29.07.2013 № 13478-СД/10);
- - индекс изменения сметной стоимости оборудования по отрасли Электроэнергетика (без НДС, Приложение 5 к письму Минрегиона от 29.07.2013 № 13478-СД/10);
- - индекс изменения сметной стоимости прочих работ и затрат по отрасли Электроэнергетика (без НДС, Приложение 4 к письму Минрегиона от 29.07.2013 № 13478-СД/10).
Для пересчета ПИР:
- из цен на 01.01.2000 в цены 2001 г. применяется (Письмо Госстроя РФ от 16.07.2003 № H3-4316/10);
- из цен на 2001 г. в цены на III квартал 2013 г. применяется (без НДС, Приложение 3 к письму Минрегиона от 29.07.2013 № 13478-СД/10).
Удельный вес затрат в стоимости строительства принят по данным таблицы 16 Приложения 4: 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 рассматриваемых в работе вариантов электропотребления Ставропольской энергосистемы приведены в Приложениях В и Г.

Таблица 7.1

Сводные показатели электросетевого строительства и оценка
необходимых капиталовложений для реализации рекомендуемой
схемы в период 2014 - 2019 гг.

Наименование
Линии электропередачи
Подстанции
Всего, км/млн руб.
В том числе
Всего МВА/млн руб.
В том числе
Новое стр-во, км/млн руб.
Реконст. и техпер., км/млн руб.
Новое стр-во, МВА/млн руб.
Реконст. и техпер., МВА/млн руб.
Объекты 500 кВ
527,5
--------
14823,53
527,5
--------
14823,53
-
250
------
2669,6
-
250
------
2669,6
Объекты 330 кВ
2
-----
30,76
2
-----
30,76
-
322
-------
1437,22
282
------
1196,3
40
------
240,92
Объекты 110 кВ по варианту СО ЕЭС
561,12
-------
2967,96
279,32
-------
1877,93
281,8
-------
1090,03
1115,6
-------
7216,16
934
------
4736,2
181,6
-------
2479,96
Всего по варианту СО ЕЭС:
1090,62
--------
17822,25
808,82
--------
16732,22
281,8
-------
1090,03
1687,6
--------
11322,98
1216
------
5932,5
471,6
-------
5390,48
Дополнительные объекты 110 кВ по макс. вар-ту
567,16
-------
5002,29
139,0
------
1205,4
428,16
-------
3796,89
321,2
-------
5456,76
162
-------
1164,55
159,2
-------
4292,21
Всего по максимальному варианту:
1657,78
--------
22824,54
1092,43
--------
17937,62
554,34
-------
4886,92
2008,8
--------
16779,74
1378
-------
7097,05
630,8
-------
9682,69

Всего для варианта СО ЕЭС в период до 2019 года намечено построить 279,32 км новых ВЛ 110 кВ и 10 новых подстанций 110 кВ общей мощностью трансформаторов 934 МВА.
Для варианта СО ЕЭС предусматривается выполнить работы по реконструкции и техперевооружению на двух подстанциях 500 кВ, двух подстанциях 330 кВ и на 18 подстанциях 110 кВ. Суммарный ввод трансформаторной мощности в период до 2019 г. на ПС 110 кВ - 1115,6 МВА, в том числе 181,6 МВА на замену трансформаторов 110 кВ. Кроме того, на ряде действующих подстанций предусматривается установка дополнительных ячеек 110 кВ для подключения новых ВЛ и замена существующего коммутационного оборудования на элегазовые выключатели.
Для максимального варианта сверх объемов, предусмотренных по варианту СО ЕЭС в период до 2019 года намечено построить 139 км новых ВЛ 110 кВ и 3 новых подстанции 110 кВ общей мощностью трансформаторов 162 МВА. Кроме того, предусматривается выполнить работы по реконструкции и техперевооружению на 23 подстанциях 110 кВ. Суммарный ввод трансформаторной мощности в период до 2019 г. на ПС 110 кВ - 321,2 МВА, в том числе 159,2 МВА на замену и установку дополнительных трансформаторов 110 кВ.
Для реализации намеченного развития электроэнергетики Ставропольской энергосистемы в период 2014 - 2019 гг. в части нового строительства и технического перевооружения электрических сетей напряжением 110 кВ и выше по варианту СО ЕЭС потребуются капиталовложения в размере 29145,23 млн руб. (цены на 3 квартал 2013 г.), в том числе на строительство новых объектов - 22664,72 млн руб., реконструкцию и техническое перевооружение - 6480,51 млн руб. По максимальному варианту развития электрической сети, суммарная потребность в капиталовложениях для реализации намеченного электросетевого строительства составит 39604,28 млн руб. (цены на 3 квартал 2013 г.), в том числе на строительство новых объектов - 25034,67 млн руб., реконструкцию и техническое перевооружение - 14569,61 млн руб.

8. ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Схема и программа развития электроэнергетики Ставропольского края разработана на расчетный уровень нагрузок 2019 года.
Уровни электропотребления и максимумы нагрузки энергосистемы на перспективу до 2019 г. определены следующими величинами:

Вариант СО ЕЭС

Наименование показателей
2011 г. отчет
2012 г. отчет
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
Электропотребление, млн кВт.ч
9381
9231
9470
9721
9845
9949
10076
10165
10254
Темпы роста, %
3,45
-1,60
2,58
2,65
1,27
1,05
1,27
0,88
0,87
Максимум нагрузки, МВт
1528
1647
1656
1691
1703
1720
1740
1754
1769
Темпы роста, %
1,8
7,78
0,54
2,11
0,7
0,99
1,16
0,8
0,85
Число часов использования максимума нагрузки, час
6139
5605
5719
5749
5781
5784
5791
5795
5796

Максимальный вариант

Наименование показателей
2011 г. отчет
2012 г. отчет
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
Электропотребление, млн кВт.ч.
9381
9231
9470
10179
10587
10844
11201
11489
11782
Темпы роста, %
3,45
-1,60
2,58
7,48
4,0
2,42
3,29
2,57
2,55
Максимум нагрузки, МВт
1528
1647
1656
1747
1816
1860
1918
1964
2027
Темпы роста, %
1,8
7,78
0,54
5,97
3,47
2,42
3,11
2,39
2,54
Число часов использования максимума нагрузки, час
6139
5605
5719
5800
5830
5830
5840
5850
5850

По варианту СО ЕЭС электропотребление в Ставропольском крае в 2019 году может составить 10254 млн кВт.ч., а максимум нагрузки 1769 МВт. В 2013 - 2019 гг. среднегодовые темпы роста электропотребления прогнозируются в размере 1,5%, максимума нагрузки - 1,1%.
По максимальному варианту электропотребление в Ставропольском крае в 2019 году может составить 11782 млн кВт.ч., а максимум нагрузки 2014 МВт. В 2013 - 2019 гг. среднегодовые темпы роста электропотребления прогнозируются в размере 3,6%, максимума нагрузки - 2,9%.
2. Покрытие прогнозируемого спроса на электроэнергию в Ставропольской энергосистеме в период до 2019 года, как и в предыдущие годы, предусматривается за счет действующих на территории Ставропольского края электростанций. Существенных изменений в составе и структуре генерирующих мощностей не намечается.
Как и в настоящее время, на рассматриваемую перспективу Ставропольская энергосистема будет избыточной. Избыток мощности будет составлять 1840 - 2390 МВт, а электроэнергии 10,4 - 13,6 млрд кВт.ч. Избытки мощности и электроэнергии будут передаваться в Кубанскую энергосистему и в восточную часть ОЭС Юга.
3. Развитие сети 500 кВ на территории Ставропольской энергосистемы в рассматриваемый период предусматривается по следующим направлениям:
ко вводу 9-го блока Ставропольской ГРЭС (ПГУ-400 МВт) (2016 г.) предусматривается строительство ВЛ 500 кВ Ставропольская ГРЭС - Невинномысск протяженностью 110 км.
Для увеличения пропускной способности основной сети ОЭС Юга в восточном направлении необходимо к 2016 году построить ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок, что обеспечит увеличение пропускной способности сети на 250 - К320 МВт. Протяженность ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок составит около 265 км.
Для повышения надежности функционирования основной сети южной части ОЭС Юга (Краснодарской энергосистемы и особенно Сочинского энергорайона), а также увеличения экспорта электроэнергии и мощности в энергосистему Грузии и Турции до 400 МВт в 2019 г. рекомендуется строительство электропередачи 500 кВ Невинномысск - Новосвободная - Черноморская протяженностью около 150 км.
4. Для повышения надежности и качества электроснабжения курортной зоны в районе г. Кисловодска, а также снижения загрузки сети 110 кВ, питающей этот район, в 2014 г. предусматривается строительство ПС 330 кВ Ильенко с заходами ВЛ 330 и 110 кВ.
5. Развитие электрической сети напряжением 110 кВ в период до 2019 года предусматривается в основном в районе городов Ставрополя, Невинномысска и Буденновска, а также в районе Кавказских Минеральных Вод. Необходимость строительства новых сетей в этих районах определяется намечаемым ростом электрических нагрузок жилищного строительства и промышленного производства.
Для варианта электропотребления СО ЕЭС до 2019 года намечено построить 279,32 км новых ВЛ 110 кВ и 10 новых подстанций 110 кВ, на которых предусматривается ввод 934 МВА трансформаторной мощности. Всего на новых и расширяемых подстанциях предусматривается ввод 1115,6 МВА трансформаторной мощности.
Для максимального варианта электропотребления дополнительно предусматривается построить 139 км новых ВЛ 110 кВ и 3 новых подстанции 110 кВ общей мощностью трансформаторов 162 МВА.
6. В "Схеме..." предусмотрены к выполнению значительные объемы реконструкции сети 110 кВ Ставропольской энергосистемы. Так, для варианта СО ЕЭС до 2019 г. намечено выполнить реконструкцию 281,8 км ВЛ 110 кВ, а также реконструкцию и техперевооружение 18 ПС 110 кВ с заменой трансформаторов и основного коммутационного оборудования. Всего предусмотрено выполнить замену 12 трансформаторов суммарной мощностью 181,6 МВА. Для максимального варианта электропотребления дополнительно предусматривается выполнить реконструкцию 428,1 км ВЛ 110 кВ, а также реконструкцию и техперевооружение 23 ПС 110 кВ.
7. В период до 2019 года необходимо обеспечить работоспособность существующих компенсирующих устройств, установленных на ПС 110 кВ Ставропольской энергосистемы. Кроме того, рекомендуется установить новые компенсирующие устройства на подстанциях 110 кВ суммарной мощностью 52,2 Мвар, что обеспечит снижение потерь электроэнергии в сети на 5,74 млн кВт.ч в год.
8. Для реализации намеченного развития, технического перевооружения и реконструкции электрических сетей напряжением 110 кВ и выше Ставропольской энергосистемы в 2014 - 2019 гг. для максимального варианта электропотребления потребуется капиталовложений 39604,28 млн руб. (цены на 3 квартал 2013 г.), в том числе на строительство новых объектов - 25034,67 млн руб., реконструкцию и техническое перевооружение - 14569,61 млн руб.

9. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ

АТ - автотрансформатор;
БСК - батарея статических компенсаторов;
Вед. инж. - ведущий инженер;
ВЛ - воздушная линия электропередачи;
Гл. спец. - главный специалист;
ГЭС - гидроэлектростанция;
кВ - киловольт;
КЛ - кабельная линия электропередачи;
КУ - компенсирующее устройство;
МВА - мегавольт-ампер;
Мвар - мегавольт-ампер реактивный;
МВт - мегаватт;
Н. контр. - нормоконтролер;
ОН - ограничение нагрузки;
ПС - электрическая подстанция;
СШ. - сборные шины.


------------------------------------------------------------------