О СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ В РЕСПУБЛИКЕ ДАГЕСТАН НА ПЕРИОД 2011-2016 ГОДОВ С ПЕРСПЕКТИВОЙ ДО 2021 ГОДА



ПРАВИТЕЛЬСТВО РЕСПУБЛИКИ ДАГЕСТАН

ПРАВИТЕЛЬСТВО РЕСПУБЛИКИ ДАГЕСТАН

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

29.04.2011 №131

О схеме и программе развития электроэнергетики в Республике Дагестан на период 2011-2016 годов с перспективой до 2021 года

(Утратил силу:

постановление Правительства Республики Дагестан от 14.08.2014 №367, НГР:RU05000201400403)

В целях обеспечения реализации постановления Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики» Правительство Республики Дагестан п о с т а н о в л я е т:

1. Утвердить схему и Программу развития электроэнергетики в Республике Дагестан на период 2011-2016 годов с перспективой до 2021 года (электронная копия прилагается на магнитном носителе).

2. Министерству финансов Республики Дагестан, Министерству экономики Республики Дагестан:

внести предложения по определению источника финансирования разработки схемы и Программы развития электроэнергетики в Республике Дагестан на период 2011-2016 годов с перспективой до 2021 года;

при формировании республиканского бюджета Республики Дагестан на 2012 год предусмотреть средства на корректировку схемы и Программы развития электроэнергетики в Республике Дагестан на период 2011-2016 годов с перспективой до 2021 года.

3. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на Министерство промышленности, энергетики и связи Республики Дагестан.

Председатель Правительства

Республики Дагестан

М. Абдулаев

УТВЕРЖДЕНЫ

постановлением Правительства Республики Дагестан

от 29 апреля 2011 г. № 131

Схема и Программа развития электроэнергетики в Республике

Дагестан на период 2011-2016 годов с перспективой до 2021 года

Анализ функционирования энергосистемы в 2004-2009 годов.

Прогноз электропотребления и развитие источников электроснабжения в период до 2021 года

Пояснительная записка и чертежи

6963-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ1

Том 1

2011 г

Схема и Программа развития электроэнергетики в Республике

Дагестан на период 2011-2016 годов с перспективой до 2021 года

Анализ функционирования энергосистемы в 2004-2009 годах

Прогноз электропотребления и развитие источников

электроснабжения в период до 2021 года

Пояснительная записка и чертежи

6963-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ1

Том 1

Главный инженер

А.Д. Лейдман

Начальник отдела

энергосистем

В.В. Проценко

2011 г

Состав проекта

номер том

Обозначение

Наименование

Примечание

1

2

3

4

1

6963-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ1

I этап. Анализ функционирования

энергосистемы в 2004-2009 годах Прогноз

электропотребления и развитие источников

электроснабжения в период до 2021года.

2

6963-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ2

II этап. Развитие электрических сетей,

электрические расчеты.

Содержание тома 1

Поз.

Наименование

Стр.

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

Введение

2

1

Анализ существующего состояния

4

1.1

Электропотребление и электрические нагрузки

4

1.2

Электрические станции

5

1.3

Балансы мощности и электроэнергии

11

1.4

Электрические сети

19

2

Прогноз уровней электропотребления и электрических

нагрузок в период до 2021 года

29

3

Развитие генерирующих источников, балансы мощности

и электроэнергии в период до 2021 года

34

ПРИЛОЖЕНИЯ

А

Техническое задание на выполнение работы «Схема и программа развития электроэнергетики Республики Дагестан на период 2011-2016 годов с перспективой до 2021 года»

Б

Электрические нагрузки на ПС 110-330 кВ Дагестанской энергосистемы в максимум зимних и летних режимных дней 2008 и 2009 годы.

ЧЕРТЕЖИ

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ1

1

Схема электрических соединений сети 110-330 кВ

Дагестанской энергосистемы на 1.01.2009 год

Лист 1

2

Схема потокораспределения и уровни

напряжения в сети 110-330 кВ Дагестанской

энергосистемы в зимний максимум 16.12.2009 года в 18 час.

Лист 2

3

Схема потокораспределения и уровни

напряжения в сети 110-330 кВ Дагестанской

энергосистемы в летний максимум 17.06.2009 года в 10 час.

Лист 3

ВВЕДЕНИЕ

Настоящая работа выполнена для Министерства промышленности энергетики и связи Республики Дагестан по договору № 1-6963 от 7.02.2011 года с ГАУ РД «Агентство энергосбережения» (представитель Министерства промышленности, энергетики и связи РД) в соответствии с техническим заданием (см. Приложение А).

Дагестанская энергосистема осуществляет централизованное электроснабжение потребителей на территории Республики Дагестан. Оперативно-диспетчерское управление энергосистемой осуществляют филиалы ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Юга и Дагестанское РДУ в соответствии со своими полномочиями.

Энергосистема Республики Дагестан по состоянию на 1.01.2010 года территориально включает в себя:

- сети напряжением 330 кВ – сети ОАО «ФСК ЕЭС»;

- электрические сети напряжением 10, 35, 110 кВ филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа»- «Дагэнерго» (ОАО «Дагэнергосеть»), в составе которого функционируют 7 производственных участков, осуществляющих эксплуатацию электрических сетей;

- Дагестанскую ТЭЦ (в составе Махачкалинского и Каспийскогоучастков) – электростанции филиала ДПП ООО «Лукойл Ростовэнерго» (ОАО «Лукойл»);

- 13 ГЭС – электростанции ОАО «РусГидро».

Основной задачей Схемы и Программы является разработка рекомендаций по рациональному развитию энергосистемы Республики Дагестан с учетом потребности в электрической энергии и развития источников электроснабжения, определение необходимых объёмов строительства, реконструкции и технического перевооружения электрических сетей в период до 2016 года и оценка основных показателей развития энергосистемы в период до 2021 года. Результатом выполненной работы является информационная база для составления инвестиционных программ и планов капитального строительства объектов электроэнергетики и их проектирования.

За отчетный в «Схеме и Программе…» принят 2009 год, за расчетный – 2016 год, оценка перспективы – до 2021 года.

Настоящий том включает в себя анализ работы энергосистемы Республики Дагестан в 2001-2009 годы, основные тенденции и проблемы её функционирования, прогноз спроса на электрическую энергию, балансы мощности и электроэнергии с учетом развития генерирующих источников в период до 2021 года.

Схема и Программа выполнена в соответствии с действующими нормативными и методическими документами по проектированию развития энергосистем и электрических сетей.

При выполнении Схемы и Программы были использованы следующие материалы:

- отчетные данные филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа»-«Дагэнерго» (ОАО «Дагэнергосеть»), филиалов ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Юга и Дагестанское РДУ о схеме, составе и режимах работы электрических сетей напряжением 35 кВ и выше;

- «Схема и программа развития единой энергетической системы России на период 2010-2016 годов», редакция от 26.04.2010 года;

- «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики Российской Федерации до 2020 года с учетом перспективы до 2030 года»;

- «Схема развития Дагестанской энергосистемы на период 2009-2015 годы с перспективой до 2020 года», филиал ОАО «ЮИЦЭ» «Южэнергосетьпроект», 2009 года;

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

1 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ

Энергосистема Республики Дагестан обеспечивает электроснабжение потребителей на территории 50,3 тыс.кв.км. Численность населения (с учетом предварительных итогов Всероссийской переписи населения 2010 года) на 1.01.2011 год составляет 2981 тыс. чел., в т. ч. доля городского населения – 1349 тыс. чел. Плотность населения – 59 человек на один кв. км.

Столица – город Махачкала, в котором проживают 466,8 тыс. человек. Наиболее крупные города Хасавюрт и Дербент с населением соответственно 122 и 100,8 тыс. чел. Территория Республики Дагестан поделена на 41 сельский административный район.

1.1 Электропотребление и электрические нагрузки

Электропотребление Дагестанской энергосистемы в 2009 году составило 4714,1 млн. кВт.ч и превысило на 43,3 % максимальное дореформенное электропотребление в 1991 году (3290 млн. кВт.ч). В 2004-2009 годах среднегодовой рост электропотребления составил 3 % (в 2008 году -3,2 %, в 2009 году – 2,1 %).

Собственный максимум нагрузки Дагестанской энергосистемы в 2009 году был зафиксирован 12 января в 18 часов и составил 987 МВт. Превышение над максимальным дореформенным максимумом нагрузки в 1991 году (636 МВт) составило 55,2 %. В 2004-2009 годах среднегодовой рост максимума нагрузки составил 2,5 %.

Число часов использования собственного максимума нагрузки в Дагестанской энергосистеме в 2009 году составило 4776 часов и изменялось в 2004-2009 годах в пределах 4562-4776 часов.

Динамика изменения электропотребления, собственного максимума нагрузки и числа часов его использования Дагестанской энергосистемы в 2000-2009 годы приведена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Динамика изменения электропотребления, собственного максимума нагрузки и числа часов его использования в 2000-2009 годах.

Годы

Максимум нагрузки

Электропотребление

Тм,

час

МВт

% изменения к

млн.кВт.ч

% изменения к

предыдущему году

предыдущему году

2000

707

8,4

3460

6,5

4894

2001

762

7,7

3549

2,6

4657

2002

863

13,2

3759

5,9

4356

2003

849

-1,6

3970

5,6

4676

2004

877

3,2

4032

1,5

4597

2005

917

4,5

4300

6,6

4689

2006

964

5,1

4397

2,3

4562

2007

943

-2,2

4475

1,7

4746

2008

987

4,7

4616

3,2

4677

2009

987

0

4714

2,1

4776

1.2 Электрические станции

Установленная мощность электростанций, действующих, на территории Дагестанской энергосистемы на 1.01.2010 года составила 1818,5 МВт, в том числе: ГЭС – 1782,5 МВт и ТЭЦ – 36 МВт. По формам собственности: 36 МВт (Каспийская и Махачкалинская ТЭЦ) – электростанции ОАО «Лукойл» и 1782,5 МВт (все ГЭС) – электростанции ОАО «РусГидро».

Основным топливом ТЭЦ Дагестанской энергосистемы является газ, а резервным мазут.

Располагаемая мощность электростанций Дагестанской энергосистемы на конец 2009 года составила 1776 МВт. Разрыв между установленной и располагаемой мощностью составил 42,5 МВт и обуславливался недостатком гидроресурсов на ГЭС и тепловой нагрузки на ТЭЦ.

За 2001-2009 годы в установленной мощности электростанций Дагестанской энергосистемы произошли следующие изменения:

2001 год

- на Ахтынской ГЭС введены г/а № 2 и № 3 установленной мощностью по 0,6 МВт (РО-230-Г-50);

- на Ирганайской ГЭС введен г/а № 2 установленной мощностью 200 МВт (РО- 230-В-400);

2002-2003 годы

- изменений в установленной мощности электростанций не было;

2004 год

- введена Гунибская ГЭС установленной мощностью 15 МВт (3 турбины типа РО -75-В-140 по 5 МВт);

2005 год

- изменений в установленной мощности электростанций не было;

2006 год

- введена Агульская ГЭС установленной мощностью 0,6 МВт (г/а №1 типа РО-230-Г-50);

2007 год

- введена Гельбахская ГЭС установленной мощностью 44 МВт (2 турбины типа ПР - 40-ВМ-300 по 22 МВт);

- введена Магинская ГЭС установленной мощностью 1,2 МВт (2 турбины типа РО - 230/791-Г-50 по 0,6 МВт);

- присоединена Бавтугайская ГЭС установленной мощностью 0,6 МВт.

2008 год

- выведена из эксплуатации паровая турбина ПТР-8-29/10 Каспийской ТЭЦ ст.№ 5 установленной мощностью 8 МВт;

2009 год

-изменений в установленной мощности электростанций не было.

Таблица 1.2 – Структура электростанций Дагестанской энергосистемы по типам и собственникам на 1.01.2010 года и выработка электроэнергии в 2009 году

Наименование

Установленная

мощность, МВт

Располагаемая

мощность, МВт

Выработка

электроэнергии,

Принадлежность

млн.кВт.ч

Мощность электро-

станций, всего:

1818,5

1776

5460

в том числе: ГЭС

1782,5

1757

5371,6

ТЭЦ

36

19

88,4

Электростанции

Каспийская ТЭЦ

18

19

88,4

ОАО «Лукойл»

Махачкалинская ТЭЦ

18

ОАО «Лукойл»

Чиркейская ГЭС

1000

1000

2478,4

ОАО «РусГидро»

Чирюртские ГЭС

81

77

496,9

ОАО «РусГидро»

Гергебильская ГЭС

17,8

10

58,2

ОАО «РусГидро»

Миатлинская ГЭС

220

220

740,6

ОАО «РусГидро»

Ирганайская ГЭС

400

400

1404,7

ОАО «РусГидро»

Гунибская ГЭС

15

10

60,4

ОАО «РусГидро»

Мелкие ГЭС

4,7

3

8,5

ОАО «РусГидро»

Гельбахская ГЭС

44

37

23,8

ОАО «РусГидро»

Ниже дана краткая характеристика электростанций функционирующих на территории Дагестанской энергосистемы.

Чиркейская ГЭС. Установленная мощность Чиркейской ГЭС – 1000 МВт. Гидроэлектростанция расположена на р. Сулак и введена в эксплуатацию в 1976 году. На ГЭС установлено четыре гидротурбины установленной мощностью по 250 МВт. Чиркейская ГЭС является самой крупной ГЭС в Северо-Кавказском регионе. На конец 2009 года разрывов мощности на ГЭС не было. Чиркейская ГЭС входит в состав Дагестанского филиала ОАО «РусГидро».

Среднегодовая выработка Чиркейской ГЭС в 2001-2009 годах составляла 2556,8 млн. кВт.ч.

Выдача мощности Чиркейской ГЭС осуществляется на напряжении 330 кВ (по 2-м ВЛ 330 кВ на ПС Чирюрт).

Миатлинская ГЭС. Установленная мощность Миатлинской ГЭС – 220 МВт. Гидроэлектростанция расположена на реке «Сулак» (ниже по течению от Чиркейской ГЭС) и введена в эксплуатацию в 1986 году. На ГЭС установлено две гидротурбины установленной мощностью по 110 МВт. На конец 2009 года разрывов мощности на ГЭС не было. Миатлинская ГЭС входит в состав Дагестанского филиала ОАО «РусГидро».

Среднегодовая выработка Миатлинской ГЭС в 2001-2009 годах составляла 812,2 млн.кВт.ч.

Выдача мощности Миатлинской ГЭС осуществляется на напряжении 110 кВ (на ПС Чирюрт – 2 ВЛ, на ПС Чиркей ГПП и на ПС Буйнакск-II).

Чирюртские ГЭС. В состав Чирюртских ГЭС входит Чирюртская ГЭС-1, установленной мощностью 72 МВт, и Чирюртская ГЭС-2, установленной мощностью 9 МВт. Чирюртские ГЭС расположены на р.Сулак (ниже по течению от Миатлинской ГЭС). Чирюртская ГЭС-1 введена в эксплуатацию в 1961 году, а Чирюртская ГЭС-2 – в 1964 году. На ГЭС-1 установлено две гидротурбины мощностью по 36 МВт, а на ГЭС-2 – одна гидротурбина мощностью 9 МВт. Располагаемая мощность Чирюртских ГЭС на конец 2009 года составила 77 МВт. Разрыв мощности составил 4 МВт и обуславливался недостатком гидроресурсов. Чирюртские ГЭС входят в состав Дагестанского филиала ОАО «РусГидро».

Среднегодовая выработка Чирюртских ГЭС в 2001-2009 годах составляла 563,1 млн.кВт.ч.

Выдача мощности Чирюртских ГЭС осуществляется на напряжении 110 кВ.

Гергебильская ГЭС. Установленная мощность Гергебильской ГЭС – 17,8 МВт. Гидроэлектростанция расположена на реке Кара Койсу – притоке реке Аварское Койсу и является самой старой ГЭС в Дагестане. Она введена в 1938 году. На ГЭС установлено три гидротурбины мощностью по 5 МВт и две гидротурбины – по 1,4 МВт. В 1989-1994 годах была проведена реконструкция Гергебильской ГЭС с заменой гидроагрегатов. На конец 2009 года располагаемая мощность ГЭС составила 10 МВт. Разрыв мощности составил 9,8 МВт и обуславливался недостатком гидроресурсов. Гергебильская ГЭС входит в состав Дагестанского филиала ОАО «РусГидро».

Среднегодовая выработка Гергебильской ГЭС в 2001-2009 годов составляла 61,3 млн. кВт.ч.

Выдача мощности Гергебильской ГЭС осуществляется на напряжении 35 кВ на ПС 110 кВ Гергебиль.

Ирганайская ГЭС. Установленная мощность Ирганайской ГЭС – 400 МВт Гидроэлектростанция расположена на главном притоке реки Сулак – реки Аварское Койсу, в 85 км выше по течению от Чиркейской ГЭС. Ввод первого гидроагрегата мощностью 200 МВт был осуществлен на ГЭС в 1998 году, второго, такой же мощности, - в 2001 году. На конец 2009 года располагаемая мощность ГЭС составила 400 МВт, разрывов мощности не было. В апреле 2008 года было завершено возведение плотины до проектного уровня – 547 м, что позволило увеличить располагаемую мощность ГЭС до 400 МВт Ирганайская ГЭС входит в состав Дагестанского филиала ОАО «РусГидро».

Среднегодовая выработка Ирганайской ГЭС в 2002-2009 годов (после ввода г/а № 2) составляла 657,2 млн. кВт.ч.

Выдача мощности Ирганайской ГЭС осуществляется на напряжении 330 и 110 кВ (по ВЛ 330 кВ на ПС Махачкала и по ВЛ 110 кВ на ПС Ирганай ГПП).

Гунибская ГЭС. Установленная мощность Гунибской ГЭС – 15 МВт Гидроэлектростанция расположена на реке Кара Койсу – притоке реки
Аварское Койсу выше по течению от Гергебильской ГЭС и введена в
эксплуатацию в 2004 году.

На ГЭС установлено три гидротурбины мощностью по 5 МВт. Располагаемая мощность Гунибской ГЭС на конец 2009 года составила 10 МВт. Разрыв мощности составил 5 МВт и обуславливался недостатком гидроресурсов. Гунибская ГЭС входит в состав Дагестанского филиала ОАО «РусГидро».

Среднегодовая выработка Гунибской ГЭС в 2005-2009 годов составляла 54,9 млн. кВт.ч.

Выдача мощности Гунибской ГЭС осуществляется на напряжении 110 кВ (на ПС Хунзах и на ПС Гергебиль).

Гельбахская ГЭС. Установленная мощность Гельбахской ГЭС – 44 МВт. Гидроэлектростанция расположена на реке Сулак (выше по течению от Чирюртских ГЭС и введена в эксплуатацию в 2007 году. На ГЭС установлено две гидротурбины мощностью по 22 МВт. На конец 2009 года располагаемая мощность ГЭС составила 37 МВт. Разрыв мощности составил 7 МВт и обуславливался недостатком гидроресурсов. Гельбахская ГЭС входит в состав Дагестанского филиала ОАО «РусГидро».

Выработка электроэнергии на Гельбахской ГЭС в 2009 году составила 23,8 млн.кВт.ч.

Выдача мощности Гельбахской ГЭС осуществляется на напряжении 110 кВ (на ПС Чирюрт и на ПС Сулак).

Мелкие ГЭС. В состав мелких ГЭС Дагестанской энергосистемы на 1.01.2010 год входили: Курушская ГЭС (0,5 МВт), Ахтынская ГЭС (1,8 МВт), Агульская ГЭС (0,6 МВт), Магинская ГЭС (1,2 МВт) и Бавтугайская ГЭС (0,6 МВт). Суммарная установленная мощность мелких ГЭС составляет 4,7 МВт. Ввод мелких ГЭС осуществлялся в 1997-2007 годах. На мелких ГЭС установлены гидротурбины мощностью 0,24-0,6 МВт. Располагаемая мощность мелких ГЭС на конец 2009 года составила 3 МВт. Разрыв мощности составил 1,7 МВт и обуславливался недостатком гидроресурсов. Мелкие ГЭС входят в состав Дагестанского филиала ОАО «РусГидро».

Среднегодовая выработка мелких ЭС в 2001-2009 годах составляла
2 млн. кВт. ч.

Выдача мощности мелких ГЭС осуществляется на шины 10 кВ
ПС 35-110 кВ.

Дагестанская ТЭЦ. Дагестанская ТЭЦ состоит из Махачкалинского и Каспийского участков. На Махачкалинской ТЭЦ установлено три теплофикационных агрегата ПР-6-35, суммарной установленной мощностью 18 МВт. Их ввод осуществлялся в 1983, 1995 и 1998 годы.

На Каспийской ТЭЦ установлено два теплофикационных агрегата: Р-6-35 (ввод в 1973 году) и ПТ-12-29/10, находящийся в эксплуатации с 1998 года. Суммарная установленная мощность Каспийской ТЭЦ составляет 18 МВт.

Располагаемая мощность Дагестанской ТЭЦ на конец 2009 года составляла 19 МВт. Разрыв мощности составил 17 МВт и обуславливался изношенностью оборудования и недостатком тепловых нагрузок.

Дагестанская ТЭЦ входит в состав Дагестанского филиала ОАО «Лукойл».

Выработка электроэнергии на Дагестанской ТЭЦ в 2001-2009 годах
составляла 73,8-102,1 млн. кВт.ч.

Выдача мощности Каспийской ТЭЦ осуществляется на напряжении 110 кВ, а Махачкалинской ТЭЦ на напряжении 35 кВ.

В 2009 году на электростанциях Дагестанской энергосистемы выработано 5460 млн. кВт.ч, что на 46,6 % больше, чем в 2000 году (3723,7 млн.кВт.ч). Увеличение выработки произошло за счет роста выработки на Ирганайской ГЭС и ввода Гунибской и Гельбахской ГЭС.

1.3 Балансы мощности и электроэнергии

Из Дагестанской энергосистемы осуществляется экспорт мощности и электроэнергии в Азербайджанскую энергосистему. В зимний максимум экспорт мощности в 2004-2009 годах достигал 340 МВт.

В 2004-2009 годах собственный баланс Дагестанской энергосистемы в зимний максимум нагрузок в зависимости от величины размещаемого на ГЭС резерва мощности (410-945 МВт) изменялся от дефицита в 160 МВт до избытка в 200 МВт, а с учетом экспортного перетока мощности в Азербайджан (до 340 МВт) дефицит достигал 400-450 МВт.

Проектный режим работы пиковых и полупиковых гидроэлектростанций, расположенных на территории Дагестанской энергосистемы, предполагает максимальную генерацию в часы максимальных нагрузок и полный останов гидротурбин в ночной провал нагрузок. Базовая генерация электростанций Дагестана в зимние рабочие сутки в 2004-2007 годы составляла 40-70 МВт. Дефицит мощности в зимний минимум 2004-2007 годы составлял 550-580 МВт и покрывался из энергосистемы Азербайджана (до 260 МВт) и по двум ВЛ 330 кВ из ОЭС Юга (300-400 МВт). В 2008-2010 годы базовая генерация электростанций Дагестана в зимние рабочие сутки составляла 200-300 МВт из-за непроектной работы Чиркейской ГЭС (до 180 МВт) и Миатлинской ГЭС (до 60 МВт). Дефицит мощности в зимний минимум 2008-2010 годах составлял 350-400 МВт и покрывался из ОЭС Юга с практически нулевым перетоком с ОЭС Азербайджана.

В летний период 2004-2010 годы в зависимости от гидрологической обстановки избыток мощности в вечерний и дневной максимумы достигал 950 МВт, а в минимум 700 МВт. При этом выдача мощности в Азербайджан достигала 400 МВт.

В летний период часть избытка мощности (до 400 МВт) выдается в энергосистему Азербайджана.

По электроэнергии Дагестанская энергосистема в зависимости от водности года может быть как избыточной, так и дефицитной. В 2004-2009 годах
Дагестанская энергосистема была избыточной от 64 до 883 млн. кВт.ч, кроме 2006 года, когда наблюдался дефицит в размере 927 млн. кВт.ч. Кроме того, выработка электроэнергии на ГЭС осуществляется неравномерно в течение года. Так в мае-августе (за 4 месяца) вырабатывается практически половина годового объёма электроэнергии, причём в этот период потребность энергосистемы минимальна.

В таблицах 1.3 и 1.4 приведены балансы мощности Дагестанской энергосистемы на час совмещенного максимума ОЭС и балансы электроэнергии за период 2004-2009 годов.

Таблица 1.3 - Отчетные балансы мощности Дагестанской энергосистемы за 2004-2009 годы на час совмещенного максимума ОЭС, МВт

Наименование

16.12.2004 г.

26.12.2005 г.

25.01. 2006 г.

20.12. 2007 г.

11.01. 2008 г.

17.12. 2009 г.

Потребность

1. Электропотребление, млн.кВт.ч.

4032

4239

4397

4475

4616

4714

2. Число часов использования собственного
максимума нагрузки, час

4620

4622

4720

4825

4677

4776

3. Собственный максимум нагрузки

877

917

964

943

987

987

4. Число часов использования совмещенного
максимума нагрузки, час

4744

5046

4562

4962

4942

5085

5. Совмещенный максимум нагрузки

850

840

964

902

934

927

6. Экспорт

338

256

288

228

255

-25

7. Резерв + ремонт

408

595

473

810

496

945

8. Итого потребность

1596

1691

1725

1940

1685

1847

Покрытие

9. Установленная мощность электростанций

1780,1

1780,1

1780,7

1826,5

1826,5

1818,5

в том числе: ГЭС

1736,1

1736,1

1736,7

1782,5

1782,5

1782,5

ТЭЦ

44

44

44

44

44

36

10. Разрывы

294,1

444,1

441,7

181,5

190,5

40,5

11. Располагаемая мощность электростанций

1486

1336

1339

1645

1636

1778

в том числе : ГЭС

1461

1314

1311

1621

1612

1759

ТЭЦ

25

22

28

24

24

19

12. Используемая в балансе мощность

1486

1336

1339

1645

1636

1778

13. Дефицит (-), избыток (+)

-135

-355

-386

-295

-49

-69

Таблица 1.4 - Отчётные балансы электроэнергии Дагестанской энергосистемы за период 2004-2009 годов

млн.кВт.ч.

Г о д ы

Наименование

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Потребность

1. Электропотребление

4032

4239

4397

4475

4616

4714

2. Экспорт

1057

736

448

-69

-219

-137

3. Итого потребность

5089

4975

4845

4406

4397

4577

Покрытие

4. Выработка электроэнергии, всего

5153

5071

3918

4735

4769

5460

в том числе: ГЭС

5065

4975

3844

4644

4682

5372

ТЭЦ

88

96

74

91

87

88

5. Число часов использования

установленной мощности ТЭЦ, час

3520

4363

2642

3791

2417

2444

6. Дефицит (-), избыток (+)

64

96

-927

329

372

883

В таблице 1.5 приведены перетоки мощности по межсистемным ВЛ 330 кВ Дагестанской энергосистемы в характерные часы режимных дней зимы и лета за период 2004-2010 годов.

Таблица 1.5 – Перетоки мощности по межсистемным ВЛ 330 кВ Дагестанской энергосистемы в режимные сутки зимы и лета за период
2004-2010 годов.

МВт

Наименование

2004г.

2005г.

2006г.

2007г.

2008г.

2009г.

2010г.

Зима макс. (вечерний)

ВЛ 330 кВ Дербент - Яшма

-265

-279

-257

-257

-82

откл.

48

ВЛ 330 кВ Чирюрт - В-II (Грозный)

24

157

-37

56

-88

-25

17

ВЛ 330 кВ Чирюрт - Будённовск

201

282

193

273

204

270

245

Балансовый переток

-40

160

-101

72

34

245

310

Зима макс. (дневной)

ВЛ 330 кВ Дербент - Яшма

-123

-137

11

10

3

откл.

21

ВЛ 330 кВ Чирюрт - В-II

207

181

116

78

86

74

132

ВЛ 330 кВ Чирюрт - Будённовск

299

263

251

231

319

293

270

Балансовый переток

383

307

378

319

408

367

423

Зима мин. (ночной провал)

ВЛ 330 кВ Дербент - Яшма

205

177

191

261

-9

откл.

32

ВЛ 330 кВ Чирюрт - В-II

129

139

113

71

82

80

108

ВЛ 330 кВ Чирюрт - Будённовск

237

235

251

245

288

278

244

Балансовый переток

571

551

555

577

361

358

384

Лето макс. (вечерний)

ВЛ 330 кВ Дербент - Яшма

-297

-269

-176

-146

-16

23

-21

ВЛ 330 кВ Чирюрт - В-II

-112

-436

-132

-382

-506

-467

-406

ВЛ 330 кВ Чирюрт - Будённовск

-20

-207

22

-165

-279

-213

-178

Балансовый переток

-429

-912

-286

-693

-801

-657

-605

Лето макс. (дневной)

ВЛ 330 кВ Дербент - Яшма

-114

-232

-129

-403

-10

откл.

48

ВЛ 330 кВ Чирюрт - В-II

-255

-411

-142

-358

-493

-162

-445

ВЛ 330 кВ Чирюрт - Будённовск

-161

-262

-42

-186

-276

-24

-222

Балансовый переток

-530

-905

-313

-947

-779

-186

-619

Лето мин. (ночной провал)

ВЛ 330 кВ Дербент - Яшма

56

60

100

148

150

-7

1

ВЛ 330 кВ Чирюрт - В-II

-352

-123

-65

-372

-493

-441

-441

ВЛ 330 кВ Чирюрт - Будённовск

-209

-265

56

-200

-289

-236

-221

Балансовый переток

-505

-328

91

-424

-632

-684

-661

Примечание: «+» - получение в Дагестанскую энергосистему

«-» - выдача из Дагестанской энергосистемы

1.4 Электрические сети

В Дагестанской энергосистеме электрические сети развиваются на напряжении 330, 110 и 35 кВ.

В 2003 году восстановлена ВЛ 330 кВ Чирюрт – Грозный – Владикавказ (В-II), протяженностью 207,5 км, в т.ч. по территории Дагестанской энергосистемы 40,6 км. На Ирганайской ГЭС установлен АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА для выдачи мощности ГЭС непосредственно в сеть 110 кВ. В 2010 году на ПС 330 кВ Чирюрт заменен АТ №2 330/110 кВ мощностью 125 МВА на новый мощностью 200 МВА.

В 2001-2009 годах в Дагестанской энергосистеме введено 15 новых ПС 110 кВ, на которых установлено 24 трансформаторов, суммарной установленной мощностью 226,9 МВА и построено 201,7 км новых ВЛ 110 кВ.

Дагестанская энергосистема с энергосистемами ОЭС Юга связана следующим образом:

- с Астраханской энергосистемой: по ВЛ 110 кВ Джигильта-Лиман;

- с Калмыцкой энергосистемой: по ВЛ 110 кВ Джигильта – Улан-Хол;

- со Ставропольской энергосистемой: по ВЛ 330 кВ Чирюрт – Буденновск и ВЛ 110 кВ Южно-Сухокумск – Затеречная;

- с Чеченской энергосистемой: по ВЛ 330 кВ Чирюрт-Грозный, ВЛ 110 кВ Кизляр-1-Каргалиновская, ВЛ 110 кВ Акташ-Гудермес тяг., ВЛ 110 кВ Ярыксу-Ойсунгур и ВЛ 35 кВ Кизляр-1 – Бороздиновская.

Дагестанская энергосистема имеет электрические связи на напряжении 330 и 110 кВ с энергосистемой Азербайджана по ВЛ 330 кВ Дербент-Яшма и ВЛ 110 кВ Белиджи-Ялама.

По ВЛ 330 кВ Дербент-Яшма осуществляется параллельная работа ОЭС Юга с энергосистемой Азербайджана. ВЛ 110 кВ Белиджи-Ялама используется только в аварийных режимах и ремонтных схемах.

Параллельная работа ОЭС Юга с энергосистемой Азербайджана, а также электроснабжение центрального (г. Махачкала) и южного (г.г. Избербаш и Дербент) районов Дагестанской энергосистемы осуществляется по одной транзитной электропередаче 330 кВ Чирюрт – Махачкала – Дербент – Яшма протяженностью более 400 км, не имеющей достаточно мощных параллельных связей. ВЛ-110 кВ Белиджи-Ялама (Дагэнерго – Азэнерго) в последние годы используется только в аварийных режимах и ремонтных схемах.

В существующей схеме электрической сети связь основного питающего центра Дагестанской энергосистемы – ПС 330 кВ Чирюрт с центральной и южной частью осуществляется по одной транзитной ВЛ-330 кВ Чирюрт – Махачкала – Дербент. Кроме того, имеются связи на напряжении 110 кВ, шунтирующие транзит 330 кВ.

Перетоки мощности по связям 110 и 330 кВ между подстанциями
Чирюрт-Махачкала и Махачкала-Дербент в режиме зимних максимальных нагрузок с учетом экспортного перетока в Азербайджан до 2008 года достигали 530 МВт и 450 МВт соответственно. В ночные часы (зимний минимум) перетоки мощности по связям Чирюрт–Махачкала не превышали 140-155 МВт, а электроснабжение южного района энергосистемы практически полностью обеспечивалось от энергосистемы Азербайджана при условии получения из неё 180-200 МВт.

В последние 3 года (2008-2010 годах), когда перетоки мощности в Азербайджан в режиме зимних максимальных нагрузок не превышали 80 МВт, а получение из Азербайджана в режиме зимних минимальных нагрузок не превышало 30 МВт, перетоки мощности по связям 110 и 330 кВ между ПС Чирюрт – Махачкала и Махачкала – Дербент не превышали 410 и 305 МВт соответственно.

Отключение любого участка ВЛ-330 кВ, входящего в транзит Дагэнерго – Азэнерго, неоднократно приводило к разделению транзита на две или три части с последующей работой ПА. Кроме того, из-за малой пропускной способности транзита даже незначительные набросы мощности на электропередачу, связанные с возникновением аварийных небалансов (в основном в Азэнерго) приводили к нарушению статической устойчивости, асинхронному ходу и опять же к разделению транзита на несинхронно работающие части. Так по данным ОДУ Юга в 2009 году нарушение параллельной работы ОЭС Юга с Азербайджанской энергосистемой происходило 22 раз, в том числе 2 раза происходило отделение части Дагестанской энергосистемы от остальной части ОЭС и 20 раз отключалась ВЛ-330 кВ Дербент – Яшма.

Следует также отметить ненадёжную существующую схему выдачи мощности Ирганайской ГЭС по ВЛ-330 кВ Ирганайская ГЭС – Махачкала и ВЛ 110 кВ на ПС Ирганай ГПП. При отключении ВЛ- 330 кВ Ирганайская ГЭС – Махачкала выдача мощности ГЭС будет ограничиваться номинальной мощностью АТ 330/110 кВ 125 МВА.

В 2010 году на ПС 330 кВ Чирюрт была произведена замена
АТ № 2 мощностью 125 МВА на новый АТ мощностью 200 МВА. Это
мероприятие сняло проблему его перегрузки при выводе в ремонт или аварийном отключении АТ №1 мощностью 200 МВА.

Наличие лишь одной транзитной ВЛ-330 кВ Чирюрт – Махачкала – Дербент – Яшма, связывающей северную избыточную часть Дагестанской энергосистемы с ее основными потребляющими районами и осуществляющей экспортные перетоки мощности в Азербайджан не обеспечивает требуемую надежность электроснабжения потребителей Дагестанской энергосистемы и экспорт электроэнергии.

В Дагестанской энергосистеме в эксплуатации находятся 3271,4 км ВЛ 110-330 кВ, 3 ПС 330 кВ, 93 ПС 110 кВ. Суммарная установленная мощность трансформаторов 110-330 кВ составляет 3277,3 МВА.

В настоящее время электросетевые объекты напряжением 330 кВ
являются составной частью Единой национальной электрической сети и эксплуатируются филиалом ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Юга.

Таблица 1.6 – Протяженность ВЛ и мощность трансформаторов, установленных на подстанциях в Дагестанской энергосистеме, напряжением 35-330 кВ на 1.01.2010 года с выделением объектов ОАО «ФСК ЕЭС»

Напряжение

Протяженность ВЛ, км

Мощность ПС, МВА

Всего

%

в т.ч.ОАО

«ФСК ЕЭС»

%

Всего

%

в т.ч.ОАО

«ФСК ЕЭС»

%

330 кВ

680,4

20,8

680,4

100

900

27,5

900

100

110 кВ

2591

79,2

-

-

2377,3

72,5

-

-

Итого

3271,4

100

680,4

100

3277,3

100

900

100

На подстанциях 110 кВ и выше в Дагестанской энергосистеме установлено 99,5 Мвар КУ (СК и БСК), из них синхронный компенсатор 50 Мвар на ПС 330 кВ Дербент. Располагаемая мощность КУ составляет 72,1 Мвар, располагаемая мощность СК на ПС Дербент – 32 Мвар.

Для компенсации зарядной мощности ВЛ- 330 кВ на ПС Чирюрт установлен шунтирующий реактор мощностью 165 Мвар. Его потребление на напряжении 330 кВ составляет 110-112 Мвар.

Напряжение в зимний режимный день 2009 года (16.12.09года 18 час) обеспечивалось в пределах: в сети 110 кВ – 104-121 кВ, в сети 330 кВ – 335-354 кВ.

Таблица 1.7 – Установленная и располагаемая мощность компенсирующих
устройств на подстанциях 110 кВ и выше Дагестанской энергосистемы на 1.01.2010 года.

Наименование

Номинальное

Тип

Установленная

Располагаемая

ПС

напряжение, кВ

КУ

мощность, Мвар

мощность, Мвар

330/110/10/6 кВ Дербент

10

СК

50

32

6

БСК

4х4,6

13,8

110/35/10 кВ Анцуг

10

БСК

2х4,95

2х4,95

110/35/10 кВ Кизляр-2

10

БСК

2х5,3

8,2

110/35/10 кВ Кочубей

10

БСК

2х5,3

8,2

Итого:

99,5

72,1

Эксплуатацию электрических сетей 110 кВ и ниже на территории Дагестанской энергосистемы осуществляют 7 производственных участков (ПУ) филиала ОАО «МРСК СК»-«Дагэнерго»: Центральный, Дербентский, Гергебельский, Северный, Затеречный, Кизилюртовский и Южносухокумский.

Ниже дана более подробная характеристика существующего состояния электрических сетей 110 кВ и выше в границах производственных участков «Дагэнерго».

Электрические сети Центрального производственного участка

Производственный участок включает в себя электрические сети городов Махачкалы (административный центр Республики Дагестан), Каспийска, Буйнакска и Избербаша, а так же Кумторкалинского, Буйнакского, Карабудахкентского и Сергокалинского районов.

Электрические нагрузки в максимум зимнего рабочего дня 2009 года составили 315,6 МВт. По сравнению с 2008 г. нагрузка снизилась на 54,8 МВт (14,8 %).

Электроснабжение энергорайона осуществляется на напряжении 110 кВ от ПС 330 кВ Чирюрт и ПС 330 кВ Махачкала. На ПС 330/110/10 кВ Чирюрт установлено два АТ 330/110/10 кВ мощностью по 200 МВА (замена второго АТ мощностью 125 МВА на 200 МВА произведена в 2010 году). На ПС 330/110/10 кВ Махачкала установлено два АТ 330/110/10 кВ мощностью 125 и 200 МВА и два трансформатора 110/10 кВ мощностью 25 и 10 МВА. Максимальная загрузка АТ 330/110 кВ на ПС Чирюрт в последние годы достигала 321 МВА, а на ПС Махачкала – 261 МВА.

В 2001-2009 годах в Центральном ПУ введена одна новая ПС 110/6 кВ Точная механика (ЗТМ) с двумя трансформаторами мощностью 16 и 25 МВА и заходами на нее ВЛ - 110 кВ (2х1,3 км).

В составе Центрального ПУ электрических сетей функционируют 24 подстанции 110 кВ, на которых установлено 45 трансформаторов 110 кВ суммарной установленной мощностью 901,4 МВА. Наиболее загруженными (более 50 % от установленной мощности трансформаторов) в последние годы были ПС 110 кВ: Шамхал, Н.Чиркей, Буйнакск-1, Компас, Буйнакск-2, Махачкала 110, ГПП, Юго-Восточная, Приморская, Сергокала и Изберг-Южная.

На территории ПУ находятся Каспийская ТЭЦ, Махачкалинская ТЭЦ и Чирюртские ГЭС 1 и 2. Суммарная установленная мощность электростанций составляет 117 МВт. Генерация электростанций в максимум зимнего режимного дня 2009 года составила 95 МВт, а в максимум летнего режимного дня – 82,4 МВт.

Наибольшие перетоки мощности имели место по ВЛ - 110 кВ:

- двухцепная ВЛ Махачкала 330 – Избербаш Сев., переток по которой на головном участке достигал 64 МВт на цепь, что для проводов АС-120 в 2,8 раза превышает нормируемую плотность тока;

- двухцепная ВЛ Чирюрт – ГПП, переток по которой на головном участке достигал 51,5 МВт на цепь, что для проводов АС-120 в 2,2 раза превышает нормируемую плотность тока;

- двухцепная ВЛ Чирюртские ГЭС – Чирюрт, переток по которой достигал 48,3 МВт, что для проводов АС-150 в 1,6 раза превышает нормируемую плотность тока;

- ВЛ Чиркей ГПП – Буйнакск-2, переток по которой достигал 51,6 МВт, что для проводов АС-150 в 1,7 раза превышает нормируемую плотность тока;

- ВЛ Буйнакск-2 – Буйнакск-1, переток по которой достигал 63,1 МВт, что для проводов АС-150 в 2,1 раза превышает нормируемую плотность тока.

Электрические сети Дербентского производственного участка

Производственный участок включает в себя электрические сети городов Дербент и Дагестанские Огни, а так же Каякентский, Дахадаевский, Кайтагский, Дербентский, Табасаранский, Агульский, Рутульский, Хивский, Сулейман-Стальский, Магарамкентский, Курахский, Ахтынский и Докузпаринский районы.

Электрические нагрузки в максимум зимнего рабочего дня 2009 года составили 153,5 МВт и по сравнению с 2008 годом увеличились на 18,6 МВт или на 13,8 %.

Электроснабжение энергорайона осуществляется на напряжении 110 кВ от ПС 330 кВ Дербент и по двухцепному транзиту 110 кВ Махачкала –Дербент. На ПС 330/110/10/6 кВ Дербент установлено два АТ 330/110/10 кВ мощностью по 125 МВА и два трансформатора 110/10 кВ мощностью по 16 МВА. Суммарная максимальная загрузка АТ 330/110 кВ на ПС Дербент в последние годы достигала 173 МВА.

В 2001-2009 годах в Дербентском ПУ введено 5 ПС 110 кВ: ПС 110/35/10 кВ Курах с трансформатором 6,3 МВА и ВЛ 110 кВ Ахты – Курах – Касумкент (69,4 км), ПС 110/10 кВ Капир с трансформатором 2,5 МВА, ПС 110/35/10 кВ Кайтаг с 2-мя трансформаторами 16 и 6,3 МВА и ВЛ 110 кВ Мамедкала – Кайтаг (28,7 км), ПС 110/10 кВ Родниковая с трансформатором 2,5 МВА и отпайкой на нее ВЛ 110 кВ (0,7 км) и ПС 110/10 кВ Морская с трансформатором 2,5 МВА.

В составе Дербентского ПУ электрических сетей функционируют 23 подстанции 110 кВ, на которых установлено 39 трансформаторов 110 кВ суммарной установленной мощностью 368,3 МВА. Наиболее загруженными (более 50 % от установленной мощности трансформаторов) в последние годы были ПС 110 кВ: Мамедкала, Огни, Белиджи, Касумкент, Магарамкент, Ахты, Дербент Западная, Курах, Кайтаг и Родниковая.

На территории энергорайона находятся Агульская ГЭС, Ахтынская ГЭС, Курушская ГЭС и Магинская ГЭС. Суммарная установленная мощность ГЭС составляет 4,1 МВт. В максимум зимнего и летнего режимного дня 2009 года электростанции не работали.

Наибольшие перетоки мощности имели место по ВЛ - 110 кВ:

- двухцепная ВЛ Дербент 330 – Избербаш Северная, переток по которой на головном участке достигал 34 МВт на цепь, что для проводов АС-120 в 1,4 раза превышает нормируемую плотность тока;

- двухцепная ВЛ Дербент 330 – Белиджи, переток по которой на головном участке достигал 28,3 МВт, что для проводов АС-120 в 1,2 раза превышает нормируемую плотность тока.

На подстанциях 35 и 110 кВ Дербентского ПУ компенсирующих устройств нет. На ПС 330 кВ Дербент установлены СК 50 Мвар и 4 БСК суммарной мощностью 18,4 Мвар.

Электрические сети Гергебильского производственного участка

Производственный участок включает в себя электрические сети Гумбетовского, Унцукульского, Ботлихского, Гергебильского, Левашинского, Хунзахского, Ахвахского, Цумадинского, Цунтинского, Бежтинского, Тляратинского, Чародинского, Лакского, Гунибского и Шамильского районов.

Электрические нагрузки в максимум зимнего режимного дня 2009 года составили 175,2 МВт и по сравнению с 2008 годом уменьшились на 4,8 МВт или на 2,7 %.

Электроснабжение энергорайона осуществляется на напряжении 110 кВ по ВЛ 110 кВ Сергокала-Леваши, Буйнакск-1 – Гергебиль, Чиркей ГПП-Ирганай ГПП и Дылым-Тлох.

За 2001-2009 годы в Гергебильском ПУ введено 9 новых подстанций 110 кВ: ПС 110/10 кВ Заиб с трансформатором 6,3 МВА, ПС 110/35/10 кВ Шамильское с 2-мя трансформаторами по 6,3 МВА с ВЛ 110 кВ Хунзах – Заиб – Шамильское (23,7 км), ПС 110/10 кВ Гидатль с трансформатором 6,3 МВА, ПС 110/35/10 кВ Анцух с 2-мя трансформаторами по 10 МВА и переводом ВЛ 35 кВ Шамильское – Гидатль – Анцух (38,4 км) на напряжение 110 кВ, ПС 110/35/10 кВ Гуниб с 2-мя трансформаторами по 10 МВА с ВЛ 110 кВ Гунибская ГЭС – Гуниб (7,2 км), ПС 110/35/10 кВ Миарсо с 2-мя трансформаторами по 16 МВА и ВЛ 110 кВ Ботлих – Миарсо (9,7 км), ПС 110/35/10 кВ Акуша с 2-мя трансформаторами по 10 МВА и ВЛ 110 кВ Леваши – Акуша (18,2 км), ПС 110/10 кВ Гоцатлинская с 2-мя трансформаторами по 10 МВА и 2-мя ВЛ 110 кВ Ирганай ГПП-Гоцатлинская (23,4 км) и Гоцатлинская-Гергебиль (14 км), ПС 110/10 кВ Новый Ирганай с 2-мя трансформаторами по 6,3 МВА. Для связи Ирганайской ГЭС с сетью 110 кВ введена ВЛ 110 кВ Ирганайская ГЭС – Ирганай ГПП (2,5 км).

На территории энергорайона находятся Ирганайская ГЭС, Гергебильская ГЭС и Гунибская ГЭС. Суммарная установленная мощность ГЭС составляет 432,8 МВт. Генерация электростанций в максимум зимнего режимного дня 2009 года составила 221 МВт, а в максимум летнего режимного дня – 398 МВт.

На Ирганайской ГЭС установлен АТ 330/110 кВ мощностью 125 МВА. Загрузка его в последние годы достигала 30,5 МВА.

На территории производственного участка функционируют 19 подстанций 110 кВ, на которых установлено 34 трансформаторов 110 кВ суммарной
мощностью 314,4 МВА. Наиболее загруженными (более 50 % от установленной мощности трансформаторов) в последние годы были ПС 110 кВ: Тлох, Хунзах, Карадах, Гергебиль, Цудахар, Леваши, Ботлих, Акуша, Гуниб и Миарсо.

Наибольшие перетоки мощности имели место по ВЛ 110 кВ:

- ВЛ Дылым-Тлох, переток по которой достигал 47,8 МВт, что для проводов АС-150 в 1,6 раза превышает нормируемую плотность тока;

- ВЛ Буйнакск 1 – Гергебиль, переток по которой достигал 36,7 МВт, что для проводов АС-120 в 1,5 раза превышает нормируемую плотность тока.

Компенсирующих устройств в Гергебельском ПУ явно недостаточно. На ПС 110 кВ Анцух установлено две БСК мощностью по 4,95 Мвар.

Электрические сети Северного производственного участка

Производственный участок включает в себя электрические сети городов Хасавюрта и Кизилюрта, а так же Бабаюртовского, Хасавюртовского,
Кизилюртовского и Новолакского районов.

Электрические нагрузки в максимум зимнего режимного дня 2009 года составили 140,9 МВт и по сравнению с 2008 годом увеличились на 14,8 МВт или на 11,7 %.

Электроснабжение знергорайона осуществляется на напряжении 110 кВ от ПС 330 кВ Чирюрт. По ВЛ 110 кВ Акташ – Гудермес и Ярык-Су – Ойсунгур осуществляется передача электроэнергии в энергосистему Чеченской Республики.

В 2001-2009 годах в Северном ПУ введены заходы ВЛ-110 кВ на Гельбахскую ГЭС от ВЛ -110 кВ Чирюрт – Сулак (2х0,8 км).

На территории энергорайона находятся Чиркейская ГЭС, Миатлинская ГЭС и Гельбахская ГЭС. Суммарная установленная мощность ГЭС составляет 1264 МВт. Генерация электростанций в максимум зимнего режимного дня 2009 года составила 416 МВт, а в максимум летнего режимного дня – 160 МВт.

На территории Северного ПУ функционируют 14 подстанций 110 кВ, на которых установлено 22 трансформатора 110 кВ суммарной мощностью 370 МВА. Наиболее загруженными (более 50 % от установленной мощности трансформаторов) в последние годы были ПС 110 кВ: Ярык-Су, Кизилюрт (ГЩЗ), Акташ, Бабаюрт и Львовская.

Наибольшие перетоки мощности имели место по ВЛ 110 кВ:

- ВЛ Чирюрт – Карланюрт тяг. – Акташ, переток, по которой на головном участке достигал 58,1 МВт, что для проводов АС-150 в 2 раза превышает нормируемую плотность тока;

- ВЛ Миатлы – Дылым, переток по которой достигал 58,1 МВт, что для проводов АС-150 в 2 раза превышает нормируемую плотность тока;

- ВЛ Чирюртские ГЭС – Акташ, переток по которой достигал 60,3 МВт, что для проводов АС-150 в 2 раза превышает нормируемую плотность тока;

- ВЛ Акташ – Куруш – Сулевкент – Бабаюрт, переток по которой на головном участке достигал 46,5 МВт, что для проводов АС-95 в 2,5 раза превышает нормируемую плотность тока.

Компенсирующих устройств в электрических сетях Северного ПУ нет.

Электрические сети Затеречного производственного участка

Производственный участок включает в себя электрические сети городов Кизляр и Южно-Сухокумск, а так же Ногайского, Тарумовского и Кизлярского районов.

Электрические нагрузки в максимум зимнего режимного дня 2009 года составили 57,2 МВт и по сравнению с 2008 годом увеличились на 2,7 МВт или на 4,5 %.

Электроснабжение энергорайона осуществляется на напряжении 110 кВ от ПС 330 кВ Чирюрт и по ВЛ 110 кВ Затеречная – Южно-Сухокумская от Ставропольской энергосистемы. По ВЛ 110 кВ Кизляр-1 – Каргалинская осуществляется электроснабжение потребителей Чеченской энергосистемы.

На территории Затеречных электрических сетей функционируют 13 ПС 110 кВ, на которых установлен 21 трансформатор 110 кВ суммарной установленной мощностью 153,5 МВА.

На территории энергорайона нет генерирующих источников.

Наиболее загруженными (более 50 % от установленной мощности трансформаторов) в последние годы были ПС 110 кВ: Кизляр-1 и Кизляр-2.

Загрузка ВЛ 110 кВ в основном находилась в пределах рекомендуемой по экономической плотности тока или незначительно превышала ее.

На ПС 110 кВ Кизляр-2 и Кочубей установлено по две БСК мощностью по 5,3 Мвар каждая.

Схема электрических соединений сети 110-330 кВ Дагестанской энергосистемы на 1.01.2009 года приведена на чертеже № 6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ1, лист 1.

Схемы потокораспределения и уровни напряжения в сети 110-330 кВ Дагестанской энергосистемы в зимний максимум 16.12.2009 года в 18 часов и в летний максимум 17.06.2009 года в 10 часов приведены на чертежах
№ 6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ1, листы 2 и 3.

Электрические нагрузки на ПС 110-330 кВ Дагестанской энергосистемы в зимний максимум режимных дней 2008 и 2009 годов и в летний максимум режимного дня 2009 года приведены в приложении Б.

2. ПРОГНОЗ УРОВНЕЙ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК В ПЕРИОД ДО 2021 ГОДА

Благодаря своему географическому положению, наличию разнообразных природных и климатических условий (от Прикаспийской низменности, расположенной на 28 м ниже уровня мирового океана, до горных районов высотой более 4000 м), богатству минерально-сырьевых ресурсов, производственной и транспортной инфраструктуре Дагестан обладает значительным потенциалом для дальнейшего роста экономики.

Основу экономического потенциала республики составляют сельское хозяйство и пищевая промышленность, топливно-энергетический комплекс, машиностроение, промышленность стройматериалов, транспорт и связь, туристско-рекреационный комплекс.

В Дагестане имеется хорошая сырьевая база для производства мясной и молочной продукции, климатические условия для выращивания фруктов и овощей, но практически нет предприятий по переработке этой продукции. В перспективе возникает необходимость строительства предприятий по хранению и переработке сельскохозяйственной продукции.

Перспективно и освоение рекреационных ресурсов Дагестана. Это золотые песчаные морские пляжи с благоприятными климатическими условиями на побережье Каспийского моря, минеральные источники (выявлено 255 источников и 15 месторождений минеральных лечебных вод), озерные грязи с лечебными свойствами, памятники истории и природы.

Необходимо развитие добывающей промышленности. Важным ресурсом являются нефть и газ, запасы которых составляют: нефти с газовым конденсатом – 509,3 млн.т, природного газа – 877,2 млрд.куб.м.

Важным резервом для наращивания запасов и добычи углеводородов является шельф Каспийского моря.

Республика богата и другими минерально-сырьевыми ресурсами: торфом, бурым углем, горючими сланцами, рудами черных и цветных металлов, нерудным минеральным сырьем. В южном Дагестане находится одно из крупнейших месторождений меди.

Через территорию республики проходят важнейшие железнодорожные, автомобильные, воздушные и трубопроводные маршруты федерального значения. Необходимо использовать выгодное геополитическое положение республики в создаваемом транспортном коридоре «Север-Юг». В этом отношении актуально развитие Махачкалинского транспортного узла, включающего железнодорожные и автомобильные коммуникации, морской порт и аэропорт.

Проект реконструкции и развития Махачкалинского морского торгового порта, который является стратегически важным связующим звеном транспортной системы Юга России с государствами Средней Азии, Ираном и Закавказьем, предполагает увеличение перегрузочных мощностей порта до 15 млн. т в год (в настоящее время – 7 млн. т наливных и 2 млн. т генеральных грузов), реконструкцию существующих и строительство новых объектов перегрузочных комплексов сухогрузной и нефтегавани, строительством административных зданий, дорог и коммуникаций. Стабильный рост объемов нефтедобычи в регионе Каспийского бассейна диктует необходимость строительства дополнительных перегрузочных мощностей для перевалки нефти и нефтепродуктов. В связи с этим в Махачкалинском порту планируется строительство выносного рейдового терминала на буях.

Модернизация и реконструкция ожидает и международный аэропорт города Махачкалы. Предполагается расширение и реконструкция перрона, удлинение и усиление покрытий взлетно-посадочных полос, частичная реконструкция существующего здания аэровокзала и строительство нового – для обслуживания перевозок на внутренних и международных авиалиниях с использованием современных самолетов типа ТУ-204, А-320, ИЛ-96 и др.

Прогноз электропотребления и максимума нагрузок Дагестанской
энергосистемы на период до 2021 года основывается на анализе их роста за отчетный период (2001-2009 годов), строящихся объектах, имеющихся
инвестпроектах, а так же учитывался естественный прирост электропотребления и нагрузки.

Ниже приведено описание конкретных объектов экономики (строящихся и планируемых к строительству) с привязкой их к районам размещения.

В городе Махачкала, кроме расширения и реконструкции морского торгового порта и аэропорта, начато строительство группового водовода Махачкала – Каспийск – Избербаш с потребной нагрузкой насосных станций 2,4 МВт. Планируется так же строительство цементно-помольного комбината мощностью 900 тыс.тонн цемента в год (4 МВт), расширение и усовершенствование судоремонтного и организация судостроительного производства на ОАО «Судоремонт» (4 МВт) и строительство завода по переработке ТБО мощностью 250 тыс.тонн в год.

В Кумторкалинском районе между ПГТ Шамхал и площадкой строящейся ПС 330 кВ Артем проектируется промышленная зона, где намечается строительство ряда предприятий таких как: завод по производству стекла флоат-методом ЗАО «СFG» мощностью 600 т стекла в сутки (необходимая мощность 32 МВт), завод по выпуску стеклотарной продукции для пищевой промышленности «Анжи-стекло» (9 МВт), завод по выпуску металлургической продукции (26 МВт), завод по выпуску металлопрофиля (15 МВт) и др. Суммарная заявленная нагрузка предприятий размещаемых в этой промышленной зоне оценивается в 80-85 МВт, в т. ч. в 2010 году – 41 МВт.

В Ахтынском районе на юге Дагестана начата разработка месторождения медно-колчеданных руд «Кизил-Дере» со строительством горно-обогатительного комбината с заявленной нагрузкой 26 МВт.

В Буйнакском районе планируется строительство цементного завода мощностью 1 млн. т в год с нагрузкой 8 МВт и организация добычи и переработки гипсового сырья (1,2 МВт).

В Кизлярском районе проводится реконструкция овоще-фруктохранилища (0,3 МВт), а в Кизилюртовском, Каякентском, Дербентском и Ботлихском районах намечено строительство сети овоще-фруктохранилищ с суммарной заявленной нагрузкой 1,2 МВт.

Строительство и реконструкция животноводческих комплексов для разведения КРС молочного направления планируется в Кизлярском, Тарумовском и Бабаюртовском районах с суммарной нагрузкой 1,2 МВт. В Тарумовском районе так же намечено строительство фермы для выращивания и откорма 12 тыс. свиней в год (0,5 МВт) и предприятия по производству и переработке мяса бройлеров (0,5 МВт).

В Карабудахкентском районе намечается организация виноградарского комплекса полного цикла «Герей-тюз» с нагрузкой 0,26 МВт.

Освоение богатейших природных и этнокультурных ресурсов республики планируется путем строительства туристического центра «Золотые пески» и рекреационного комплекса «Дарваг-Чай» в Дербентском районе и комплекса «Ново-Каякент» в Каякентском районе с суммарной заявленной нагрузкой
15 МВт. Строительство туристической базы «Матлас» намечено в Хунзахском районе (0,4 МВт).

Оценка показателей электропотребления и максимума нагрузок при реализации в намеченные сроки социально-экономического развития на территории Республики Дагестан показала, что электропотребление Дагестанской энергосистемы к 2016 году может вырасти до 5819 млн. кВт.ч и 1225 МВт, а к 2021 году – до 6610 млн. кВт.ч и 1377 МВт соответственно. Среднегодовые темпы роста электропотребления и максимума нагрузки в 2010-2021 годы составят 2,3 %, в том числе в 2010-2016 годы – 3 % и 3,1 %, в 2017-2021 годы – 2,6 % и 2,4 %.

Темпы изменения электропотребления и максимума нагрузки, а так же число часов его использования в Дагестанской энергосистеме на период до 2020 года приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Электропотребление и максимумы нагрузок Дагестанской энергосистемы на перспективу до 2021 года

Наименование

Отчет

Прогноз

показателей

2006г.

2007г.

2008г.

2009г.

2010г.

2011г.

2012г.

2013г.

2014г.

2015г.

2016г.

2021г.

Электропотребление, млн.кВт.ч

4397

4475

4616

4714

5019

5080

5150

5239

5430

5622

5819

6610

Темпы изменения, % в год

2,3

1,7

3,2

2,1

6,5

1,2

1,4

1,7

3,6

3,5

3,5

2,6

Максимум нагрузки, МВт

964

943

987

987

1013

1046

1073

1110

1148

1186

1225

1377

Темпы изменения, % в год

5,1

-2,2

4,7

0

2,6

3,3

2,6

3,4

3,4

3,3

3,3

2,4

Число часов использования

максимума нагрузки, час

4562

4746

4677

4776

4955

4857

4800

4720

4730

4740

4750

4800

3. РАЗВИТИЕ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ИСТОЧНИКОВ, БАЛАНСЫ

МОЩНОСТИ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ПЕРИОД ДО 2021 ГОДА

Республика Дагестан обладает большим гидроэнергетическим потенциалом, который оценивается в 30,1 млрд. кВт.ч и более. Фактически доступный для реального использования технический потенциал построенных и намечаемых к строительству гидроузлов по бассейнам рек Сулак и Самур составляет 12,7 млрд. кВт.ч годовой энергоотдачи. В перспективе до 2030 года возможно строительство 6-ти крупных ГЭС на р. Андийское Койсу (Агвалийской, Инхойской, Тантарийской, Ботлихской, Цумадинской и Тиндийской) и 3-х ГЭС на реке Самур (Гарахской, Хазры-Зейхурской и Ахтынской), суммарной установленной мощностью 1629 МВт и годовой выработкой 5,5 млрд. кВт.ч, в том числе каскада ГЭС на р. Андийское Койсу – 949 МВт и 2,7 млрд. кВт.ч и каскада ГЭС на р. Самур – 680 МВт и 2,8 млрд. кВт.ч соответственно.

В настоящее время ОАО «РусГидро» строит Гоцатлинскую ГЭС, установленной мощностью 100 МВт (2 г/а х 50 МВт). Стройплощадка ГЭС расположена на реке Аварское Койсу на границе Хунзахского и Гергебильского районов недалеко от села Чалда. Проектная среднемноголетняя выработка электроэнергии на Гоцатлинской ГЭС составляет 310 млн. кВт.ч, а гарантированная – 260 млн. кВт.ч. Водохранилище ГЭС позволит обеспечить на ГЭС среднесуточную гарантированную мощность в зимний период 20 МВт, а в летний период – 50,5 МВт. Ввод мощности на Гоцатлинской ГЭС намечен на 2013 год.

В 2008 году ОАО «РусГидро» инициировало инвестиционный проект «Строительство Агвалийской ГЭС. Первая очередь Каскада ГЭС на реке
Андийское Койсу мощностью 200 МВт». Следует отметить, что строительство Агвалийской ГЭС, имеющей значительный объем водохранилища, увеличит энергоотдачу нижележащих ГЭС и значительно снизит удельные капиталовложения в строительство Каскада Андийских ГЭС. Предполагаемое место строительства Агвалийской ГЭС – в 104 км от устья реки Андийское Койсу.
На ГЭС предполагается установить два гидроагрегата мощностью по
100-110 МВт. Проектная среднемноголетняя выработка электроэнергии на Агвалийской ГЭС составляет 680 млн. кВт.ч, а гарантированная – 600 млн. кВт.ч. Предполагаемый ввод Агвалийской ГЭС – 2017-2018 годах.

В 2008 году было завершено возведение плотины на Ирганайской ГЭС до проектного уровня, что позволило ГЭС выйти на проектные показатели по располагаемой мощности – 400 МВт и годовой выработке электроэнергии – 1280 млн. кВт.ч. Пока нерешенным является вопрос строительства второй очереди Ирганайской ГЭС, предусматривающей проходку второго деривационного тоннеля и установку третьего и четвертого гидроагрегатов мощностью по 200 МВт с доведение мощности ГЭС до 800 МВт. Согласно принятой «Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года» выход Игранайской ГЭС на проектную мощность 800 МВт возможен, при наличии экономической целесообразности, в 2011-2015 годах. Для определения потребности в перспективе пиковых мощностей в ОЭС Юга и экономической целесообразности строительства 3-го и 4-го гидроагрегатов на Ирганайской ГЭС требуется выполнение специальной работы.

ОАО «РусГидро» разработало программу строительства в Дагестане малых ГЭС по технологии «Прометей», которая предусматривает в период до 2020 года ввод на них от 46 до 300 МВт.

По предварительным данным ОАО «РусГидро» планирует в течение 4 лет провести реконструкцию Миатлинской ГЭС и Чирюртской ГЭС-1 с заменой г/а. На Миатлинской ГЭС г/а по 110 МВт будут заменены на г/а по 144 МВт, а на Чирюртской ГЭС-1 – с 36 МВт на 44 МВт.

В связи с отказом потребителей от услуг по теплоснабжению от источников Каспийской ТЭЦ и отсутствием потребности в тепловых нагрузках в перспективе, «Лукойл-Ростовэнерго» рассматривает возможность вывода Каспийской ТЭЦ мощностью 18 МВт в консервацию, а в последующим – из эксплуатации.

В августе 2010 года начаты работы по строительству Цудахарской малой ГЭС мощностью 3,2 МВт на реке Казикумухское Койсу в Левашинском районе.

В балансах мощности и электроэнергии учитываются только вводы на Гоцатлинской и Агвали ГЭС в связи с неопределенностью информации по другим объектам.

Суммарный ввод генерирующих мощностей на электростанциях Дагестанской энергосистемы в период до 2021 года составляет 320 МВт, в том числе до 2016 года – 100 МВт. Вводы генерирующих мощностей на электростанциях Дагестанской энергосистемы в период 2010-2021 годов приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 – Вводы генерирующих мощностей на электростанциях Дагестанской энергосистемы в период 2010, 2011-2021 годов.

МВт

Наименование

2010г.

2011г.

2012г.

2013г.

2014г.

2015г.

2016г.

2017-2021г.г.

Вводы на электростанциях, всего

100

220

в т.ч. Гоцатлинская ГЭС

100

Агвалийская ГЭС

220

из них: ГЭС

100

220

В связи с наличием в структуре генерирующих мощностей Дагестанской энергосистемы 97 % ГЭС для определения их участия в покрытии нагрузок Дагестанской энергосистемы и ОЭС Юга в целом было выполнено покрытие характерных суточных графиков нагрузки ОЭС Юга и Дагестанской энергосистемы для зимнего и летнего периода 2016 и 2021 годов.

На рис. 3.1-3.2 приведено покрытие графиков нагрузки Дагестанской энергосистемы для зимних и летних рабочих суток 2016 года.

Часы

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

Эсут

Нагрузка

947

843

804

789

780

828

869

953

971

997

978

973

954

957

978

990

1033

1165

1215

1225

1208

1171

1129

1045

23802

ГЭС

333

229

190

175

166

214

255

380

389

400

390

390

380

382

390

658

701

833

883

893

876

839

797

713

11856

в т.ч. база

166

166

166

166

166

166

166

166

166

166

166

166

166

166

166

166

166

166

166

166

166

166

166

166

3984

ТЭЦ

30

30

30

30

30

30

30

35

35

35

35

35

35

35

35

35

35

35

35

35

35

35

35

35

805

Получение(-)

-584

-584

-584

-584

-584

-584

-584

-538

-547

-562

-553

-548

-539

-540

-553

-297

-297

-297

-297

-297

-297

-297

-297

-297

-11141

выдача(+)

Рис.3.1

Часы

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

Эсут

Нагрузка

495

419

378

384

385

374

411

441

438

492

507

506

486

481

488

475

482

456

463

459

470

626

698

579

11393

ГЭС

1187

799

757

764

765

752

791

1058

1050

1180

1216

1214

1166

1154

1170

1139

1156

1094

1110

1101

1127

1501

1674

1389

26314

Получение(-)

692

380

379

380

380

378

380

617

612

688

709

708

680

673

682

664

674

638

647

642

657

875

976

810

14921

выдача(+)

Рис. 3.2

Выполненные расчеты показали, что величина неиспользованной пиковой мощности ГЭС Дагестана в зимний максимум 2016 года с учетом ввода Гоцатлинской ГЭС увеличится до 595 МВт, а в 2021 году с вводом Агвалийской ГЭС – до 790 МВт. В летний период неиспользуемой мощности на ГЭС Дагестана нет.

При составлении баланса мощности Дагестанской энергосистемы учтен резерв мощности ОЭС Юга, размещаемый на ГЭС Дагестана в размере до 360 МВт.

Экспорт электроэнергии и мощности из ОЭС Юга принят в соответствии с «Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики России до 2020 г. с учетом перспективы до 2030 года.». При передаче планируемого объема электроэнергии перетоки мощности в энергосистему Азербайджана предусматриваются только в осенне-зимний период (6 месяцев в году) в полупиковой зоне графика нагрузки (16-17 часов в сутки) без передачи мощности в часы ночного провала нагрузки.

Таблица 3.2 – Прогноз экспорта мощности и электроэнергии из ОЭС Юга в Азербайджан и Иран в период 2010-2021 годов.

ОЭС

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2021 г.

экспорт мощности, МВт

ОЭС Юга

300

300

300

300

300

500

500

Азербайджан

200

200

200

200

200

300

300

Иран

100

100

100

100

100

200

200

экспорт электроэнергии, млн. кВт.ч

ОЭС Юга

350

350

350

350

350

650

650

Азербайджан

50

50

50

50

50

50

50

Иран

300

300

300

300

300

600

600

Разрывы мощности на электростанциях Дагестана связаны с недостатком гидроресурсов на ГЭС и теплопотребления на ТЭЦ.

Баланс мощности Дагестанской энергосистемы на час собственного максимума 2007-2021 годах при прогнозируемых величинах нагрузки и намечаемых вводах мощности на электростанциях приведен в таблице 3.3.

Из приведенных в таблице 3.3 и на рис. 3.1-3.2 данных следует, что в зимний период Дагестанская энергосистема на протяжении всего рассматриваемого периода будет дефицитна. Собственный дефицит мощности в часы максимума нагрузки зимнего рабочего дня составит 140-415 МВт, а с учетом экспорта в Азербайджан – 440-915 МВт. В часы минимальных нагрузок (ночной провал), когда большинство ГЭС не работают, в энергосистеме дефицит мощности составит 470-680 МВт.

В летний период Дагестанская энергосистема будет избыточна. Избытки мощности в максимум летнего рабочего дня составят 980-1310 МВт, а в минимум (ночной провал) – 300-450 МВт.

Таблица 3.3 – Баланс мощности Дагестанской энергосистемы на период 2007-  2021 годов.

МВт

Годы

№

Наименование

2007*

2008*

2009*

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2021

n/n

показателей

отчёт

отчёт

отчет

I

Потребность

1

Электропотребление,

млн.кВт.ч

4475

4616

4714

5019

5080

5150

5239

5430

5622

5819

6610

2

Максимум нагрузки

902

934

927

1013

1046

1073

1110

1148

1186

1225

1377

3

Экспорт в Азербайджан

228

255

-25

300

300

300

300

300

500

500

500

4

Резерв+ ремонт мощности

810

496

945

360

360

360

360

360

360

360

360

Итого потребность

1940

1685

1847

1673

1706

1733

1770

1808

2046

2085

2237

II

Покрытие

5

Установленная мощность

электростанций, всего

1826,5

1826,5

1818,5

1818,5

1818,5

1818,5

1918,5

1918,5

1918,5

1918,5

2138,5

в том числе: ГЭС

1782,5

1782,5

1782,5

1782,5

1782,5

1782,5

1882,5

1882,5

1882,5

1882,5

2102,5

ТЭЦ

44

44

36

36

36

36

36

36

36

36

36

6

Разрывы мощности, всего

181,5

190,5

40,5

55,5

55,5

55,5

155,5

55,5

55,5

55,5

55,5

7

Располагаемая мощность

электростанций, всего

1645

1636

1778

1763

1763

1763

1763

1863

1863

1863

2083

в том числе ГЭС

1621

1612

1759

1733

1733

1733

1733

1833

1833

1833

2053

ТЭЦ

24

24

19

30

30

30

30

30

30

30

30

8

Недоиспользование

мощности

0

0

0

529

529

529

529

595

590

590

760

9

Используемая в

балансе мощность

1645

1636

1778

1234

1234

1234

1234

1268

1273

1273

1323

III

Избыток(+), дефицит(-)

-295

-49

-69

-439

-472

-499

-536

-540

-773

-812

-914

* - за отчетные годы балансы мощности приведены на совмещенный с ОЭС Юга максимум.

В таблице 3.4 приведено участие электростанций Дагестанской энергосистемы в покрытии нагрузок 2016 года в максимальном и минимальном режимах зимы и лета.

Таблица 3.4 – Участие электростанций Дагестанской энергосистемы в покрытии нагрузок 2016 года в максимальном и минимальном режимах зимы и лета.

МВт

2016 год

Наименование

Зима

Лето

электростанций

Максимум

Минимум

Максимум

Минимум

Дагестанская ТЭЦ

30

30

0

0

Чиркейская ГЭС

520

0

840

250

Миатлинская ГЭС

164

39

174

150

Ирганайская ГЭС

95

95

400

201

Чирюртские ГЭС

41

19

81

77

Гергебильская ГЭС

1

1

15

15

Гунибская ГЭС

1

1

15

15

Гельбахская ГЭС

20

10

44

44

Гоцатлинская ГЭС

40

0

100

-

Малые ГЭС

1

1

5

5

Итого:

913

196

1674

757

Собственная нагрузка

энергосистемы

1225

780

698

378

Баланс: дефицит (-),

избыток (+)

- 312

- 584

976

379

При составлении баланса электроэнергии выработка существующих ГЭС принята по среднемноголетним значениям, а Ирганайской, Гоцатлинской и Агвали ГЭС по проектным данным. Число часов использования располагаемой мощности Дагестанской ТЭЦ принято 4000 часов в год.

Баланс электроэнергии Дагестанской энергосистемы на период
2007-2021 годов приведен в таблице 3.5.

Таблица 3.5 – Баланс электроэнергии Дагестанской энергосистемы на период  2007-2021 годов.

млн.кВт.ч

Годы

№

Наименование

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2021

n/n

показателей

отчет

отчет

отчет

I

Потребность

1

Электропотребление

4475

4616

4714

5019

5080

5150

5239

5430

5622

5819

6610

2

Экспорт в Азербайджан

-69

-219

-137

0

350

350

350

350

650

650

650

Итого потребность

4406

4397

4577

5019

5430

5500

5589

5780

6272

6469

7260

II

Покрытие

3

Выработка электро-

энергии, всего

4735

4769

5460

4349

5035

5035

5035

5345

5345

5345

6465

в том числе: ГЭС

4644

4682

5372

4238

4924

4924

4924

5234

5234

5234

6354

ТЭЦ

91

87

88

111

111

111

111

111

111

111

111

III

Избыток(+), дефицит(-)

329

372

883

-670

-395

-465

-554

-435

-927

-1124

-795

4

Число часов использо-

вания располагаемой

мощности

ТЭЦ

3813

3629

4653

3700

3700

3700

3700

3700

3700

3700

3700

С учетом экспорта в Азербайджан дефицит электроэнергии Дагестанской энергосистемы в начале рассматриваемого периода составит 400-600 млн.кВт.ч и по мере роста электропотребления будет увеличиваться и к 2016 году составит 1100-1150 млн.кВт.ч. К 2021 году с вводом Агвали ГЭС в Дагестане дефицит уменьшится до 800 млн.кВт.ч.

Заключение

Электропотребление Дагестанской энергосистемы в 2009 году составило 4714,1 млн. кВт.ч и превысило на 43,3 % максимальное значение дореформенного периода в 1991 году 3290 млн. кВт.ч. Среднегодовой темп роста электропотребления в 2004-2009 годах составил 3,0 %.

Собственный максимум нагрузки Дагестанской энергосистемы в 2009 году составил 987 МВт. Превышение над максимальным дореформенным максимумом нагрузки 1991 года (636 МВт) составило 55,2 %. В 2004-2009 годах среднегодовой рост максимума нагрузки составил 2,5 %.

Установленная мощность электростанций, действующих на территории Дагестанской энергосистемы на 1.01.2010 г. составила 1818,5 МВт, в том числе: ГЭС – 1782,5 МВт и ТЭЦ – 36 МВт.

Располагаемая мощность электростанций на конец 2009 года составила 1776 МВт. Разрыв между установленной и располагаемой мощностью составил 42,5 МВт и обусловлен недостатком гидроресурсов на ГЭС и тепловой нагрузки на ТЭЦ.

Вводы мощности на электростанциях Дагестанской энергосистемы в 2004-2009 годах составили 61,4 МВт (все на ГЭС).

В 2009 году на электростанциях Дагестанской энергосистемы выработано 5460 млн. кВт.ч, что на 46,6 % больше, чем в 2000 году (3723,7 млн.кВт.ч). Увеличение выработки произошло за счет роста выработки на Ирганайской ГЭС и ввода Гунибской и Гельбахской ГЭС.

В 2004-2009 годах собственный баланс Дагестанской энергосистемы в зимний максимум нагрузок в зависимости от величины размещаемого на ГЭС резерва мощности (410-945 МВт) изменялся от дефицита в 160 МВт до избытка в 200 МВт, а с учетом экспортного перетока мощности в Азербайджан (до 340 МВт) дефицит достигал 400-450 МВт.

В летний период 2004-2010 годы в зависимости от гидрологической обстановки избыток мощности в вечерний и дневной максимумы достигал 950 МВт, а в минимум 700 МВт. При этом выдача мощности в Азербайджан достигала 400 МВт.

В летний период часть избытка мощности (до 400 МВт) выдается в энергосистему Азербайджана.

В существующей схеме пропускная способность (максимально допустимые перетоки по статической устойчивости) существующих связей 330 кВ между Дагестанской энергосистемой и ОЭС Юга (ВЛ 330 кВ Чирюрт – Буденновск и Чирюрт – Грозный – В-II) составляет 700 МВт на выдачу мощности из Дагестанской энергосистемы и 400-500 МВт на прием. Так как дефицит мощности Дагестанской энергосистемы в зимний минимум в 2004-2007 годы достигал 580 МВт, а избыток мощности в дневной и вечерний максимумы нагрузки летних суток достигал 950 МВт, то пропускная способность существующих связей Дагестанской энергосистемы с ОЭС Юга не соответствует требуемым перетокам мощности.

Параллельная работа ОЭС Юга с энергосистемой Азербайджана, а так же связь основного питающего центра Дагестанской энергосистемы – ПС 330 кВ Чирюрт и основных потребляющих районов энергосистемы (центрального и южного) осуществляется по транзитной электропередаче 330 кВ Чирюрт – Махачкала – Дербент – Яшма протяженностью более 400 км, не имеющей достаточно мощных параллельных связей, не обеспечивает требуемую надежность электроснабжения потребителей Дагестанской энергосистемы и транзита мощности в энергосистему Азербайджана. Отключение одной из ВЛ- 330 кВ, входящих в этот транзит, приводит к нарушению статической устойчивости, асинхронному ходу и разделению транзита на две или три части с последующей работой ПА.

В 2010 году на ПС 330 кВ Чирюрт была произведена замена АТ № 2 мощностью 125 МВА на новый АТ мощностью 200 МВА. Это мероприятие сняло проблему его перегрузки, либо отключения потребителей при выводе в ремонт или аварийном отключении АТ №1 мощностью 200 МВА.

Выдача мощности Ирганайской ГЭС в существующей схеме осуществляется по ВЛ 330 кВ Ирганайская ГЭС – Махачкала и ВЛ 110 кВ на ПС Ирганай ГПП. При отключении ВЛ 330 кВ Ирганайская ГЭС – Махачкала выдача мощности ГЭС будет ограничиваться номинальной мощностью АТ 330/110 кВ 125 МВА. Для повышения надежности выдачи мощности Ирганайской ГЭС, учитывая увеличение ее располагаемой мощности до проектной – 400 МВт, необходимо строительство еще одной ВЛ- 330 кВ для связи ГЭС с энергосистемой.

Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ выявил ряд участков, где имеют место высокие перетоки мощности по ВЛ, близкие к максимально допустимой токовой нагрузке для проводов ВЛ и существующие сети уже не могут обеспечить необходимую пропускную способность, требуемое качество электроснабжения потребителей по напряжению, что приводит к повышенным потерям электрической энергии в сети.

В этом плане следует отметить необходимость усиления сети 110 кВ:

- между ПС 330 кВ Чирюрт и ПС 330 Махачкала (высокая загрузка ВЛ 110 кВ Чиркей ГПП – Буйнакск-2, Буйнакск-2 – Буйнакск-1, Чирюрт – Шамхал – ГПП, Чирюрт – Шамхал тяг. – Махачкала-110)

- транзита 110 кВ Махачкала 330– Избербаш Сев.;

- от ПС 330 кВ Чирюрт в северном направлении (высокая загрузка ВЛ 110 кВ Чирюрт – Карланюрт тяг. – Акташ, Чирюртские ГЭС – Акташ, Акташ – Куруш – Сулевкент – Бабаюрт);

- связей сети Гергебильского ПУ с энергосистемой (высокая загрузка ВЛ 110 кВ Миатлы – Дылым – Тлох, Буйнакск 1 – Гергебиль);

В Дагестанской энергосистеме явно недостаточно компенсирующих устройств в электрических сетях Гергебильского, Дербентского и Северного ПУ.

Напряжение в сети 110 кВ в максимум зимнего режимного дня 2009 года на отдельных участках этих энергорайонов снижались до 104-121 кВ. Наиболее низкое напряжение имело место в удаленных горных районах Гергебильского ПУ, получающих питание по протяженным радиальным ВЛ 110 и 35 кВ.

П Р И Л О Ж Е Н И Е

Приложение А

Техническое задание на выполнение работы «Схемы и программы

развития электроэнергетики Республики Дагестан на период 2011-2016 годы

с перспективой до 2021 года»

Приложение Б

Электрические нагрузки на ПС 110 - 330 кВ Дагестанской

энергосистемы в максимум зимних режимных дней 2008 и 2009 годов.

Наименование ПС

2008 г. (отчет)

2009 г. (отчет)

Рнаг

Qнаг

Рген

Qген

Pнаг

Qнаг

Pген

Qген

Центральные электрические сети

1. КС Кизилюрт (КГС)

0

0

0,0

0

2. Чирюртские ГЭС

0

0

71

31

0

0

77

45

3. Шамхал

22,2

10,1

17,9

9,1

4. Шамхал тяг.

0,0

0,0

2,3

0,0

5. Н. Чиркей

4,4

2

4,7

2,4

6. Буйнакск 1

35,4

19,1

27,8

14,1

7. Компас

24,2

10,2

17,4

8,9

8. Буйнакск 2

10,3

4,7

9,9

5,2

9. Махачкала 110

31,4

14,3

31,7

16,2

10. ГПП

42,6

19,4

35,7

18,2

11. ЦПП

28,6

13

23,7

11,6

12. Новая

40,4

18,5

18

8

35,3

18

14

5,2

13. Юго-Восточная

14,9

5,7

10,9

5,4

14. Восточная

3,7

2

2,6

1,2

15. Приморская

13,1

5,9

15,8

8,1

16. Приозерная

17,3

7,9

10,5

5,3

17. Насосная 1 (НС-1)

1,9

0,9

1,7

0,8

18. Каспийская ТЭЦ

19,2

7,9

7

2,8

13,3

5,9

4

1

19. Оч. сооружения

8,1

3,7

6,5

3,3

20. Насосная-2 (НС-2)

0

0

0,4

0,1

21. Манас тяг.

1,0

0,2

2,3

2,1

22. Рассвет

14,2

6,5

14,8

7,5

23. Изберг. Северная

18,2

8,3

12

5,8

24. Сергокала

8,2

3,7

6,6

3,3

25. Изберг. Южная

4,1

1,9

4,6

2,3

26. ЗТМ

7

3,2

7,2

3,6

Итого по ЦЭС:

370,4

169,1

96,0

41,8

315,6

158,4

95,0

51,2

Приложение Б (продолжение)

Наименование ПС

2008 г. (отчет)

2009 г. (отчет)

Рнаг

Qнаг

Рген

Qген

Pнаг

Qнаг

Pген

Qген

Северные электрические сети

1. Карланюрт тяг.

2,9

0,9

3,3

0,7

2. Ярык - Су

31,5

13,5

28,2

12

3. Кизилюрт (ГЩЗ)

0,3

0,1

5,9

2,5

4. Акташ

23,9

10,2

32,6

13,8

5. Куруш

2,7

1,2

3,1

1,3

6. Сулевкент

1,6

0,7

2,1

0,9

7. Бабаюрт

9,7

4,2

11,1

4,7

8. Львовская

5,2

2,2

5,8

2,5

9. Дзержинская

0

0

0,0

0

10. ЗФС

33,1

14,8

34,7

18,1

11. Дылым

7,0

3,0

6,3

2,7

12. Миатлы

0,7

0,3

0,7

0,3

13. Чиркей ГПП

5,9

2,5

6,1

2,6

14. Сулак

1,6

0,7

1

0,5

15, Миатлинская ГЭС

0

0

150

96

0,0

0

108,0

51

16.Гельбахская ГЭС

0

0

0

0

0,0

0,0

0,0

0,0

17.Чиркейская ГЭС

0,0

0,0

424,0

338,0

0,0

0,0

308,0

351,0

Итого по Северным эл.с.

126,1

54,3

574,0

434,0

140,9

62,6

416,0

402,0

Дербентские электрические сети

1. Каякент тяг.

0,1

0

0,3

0

2. Каякент

6,4

1,6

6,4

2,6

3. Мамедкала

12,1

5,5

14,3

5,4

4.Огни

10,5

2,6

11,1

2,7

5. Геджух

1,5

0,7

2

0,6

6. Дербент 110

18,7

6,9

18,8

5,6

7. Дербент тяг.

2,9

0,2

2,7

0,7

8. Араблинка

1,7

0,3

1,8

0,4

9. Белиджи

15,4

3,1

18,9

5,8

10. Тагиркент

3,1

1,4

3,5

1,6

11. Касумкент

5,9

2,7

5,8

2,6

12. Советская

2,1

0,9

2,1

0,9

13. Магарамкент

7,3

1,5

7,7

3,5

14. Усухчай

3

0,6

3

1,2

15. Ахты

9

1,8

8,8

3,8

Приложение Б (продолжение)

Наименование ПС

2008 г. (отчет)

2009 г. (отчет)

Рнаг

Qнаг

Рген

Qген

Pнаг

Qнаг

Pген

Qген

16. Дербент 330

13,7

6,2

34

17,1

7,7

25,2

17. Дербент Западная

6,3

2,9

7,3

3,3

18. Самур

0,7

0,1

1,8

0,2

19. Заречная

0

0,1

0,1

0

20. Курах

4,1

2,2

5

2,2

21.Морская

0,0

0,0

0

0,0

22.Капир

0,9

0,4

0,7

0,2

23.Кайтаг

8,8

2,2

10,9

3,7

24.Родниковая

0,7

0,3

3,4

1,7

Итого по Дербент. эл. с.

134,9

44,2

0,0

34,0

153,5

56,4

0,0

25,2

Затеречные электрические сети

1. Кизляр-1

15,0

6,8

18,9

8,6

2. Кизляр-2

13,7

6,2

13,3

6,1

3. Александрия

6,4

2,9

5,5

2,5

4. Калиновка

1,4

0,6

0,7

0,3

5. Тарумовка

4

1,8

3

1,4

6. Терекли-Мектеб

5,1

2,3

4,9

2,3

7. Арсланбек

0,6

0,2

0,4

0,2

8. Джигильта

0,5

0,3

0,3

0,1

9. Кочубей

3,2

1,5

2,8

1,3

10. Таловка

0,3

0,1

0,4

0,2

11. Южно-Сухокумск

6,9

3,4

6

2,7

12. Коминтерн

0,3

0,1

0,5

0,2

13. Артезиан

2,5

1,4

0,5

0,2

Итого по Затер. эл. с

59,9

27,6

0,0

0,0

57,2

26,1

0,0

0,0

Гергебильские электрические сети

1. Тлох

7,2

3,1

8,3

4,1

2. Тлайлух

2,1

0,9

2,1

1,1

3. Хунзах

7,8

3,5

8,7

4,3

4. Карадах

5,7

2,5

4,9

2,4

5. Гергебиль

23,1

11,4

6,0

2,0

15,5

8,7

10,0

2,0

6. Цудахар

13,7

5,7

12,2

6

7. Ирганай ГПП

30,7

13,3

25,2

12,4

8. Леваши

11,6

5

10,1

5

5,0

Приложение Б (продолжение)

Наименование ПС

2008 г. (отчет)

2009 г. (отчет)

Рнаг

Qнаг

Рген

Qген

Pнаг

Qнаг

Pген

Qген

9. Аргвани

1,1

0,5

1,1

0,5

10. Ботлих

9,2

3,6

15,7

7,7

11. Акуша

12

5,2

12,1

6,1

12.Ирганай ГЭС

0

0

267

93

0

0

201

52

13.Гунибская ГЭС

0

0

7

3,6

0,1

0

10,0

2,5

14.Гуниб

15,2

3,9

14,4

7,1

15.Заиб

2,4

1

2,6

1,3

16.Шамильское

5,2

2,2

5,7

2,8

17.Анцух

9,2

4,0

9,1

4,6

5,0

18.Гидатль

2,3

1,0

2,1

1,1

19.Миарсо

21,5

8,5

15,3

7,5

20.Новый Ирганай

5,9

2,9

21.Гоцатлинская

4,1

2,0

Итого по Гергеб. эл. с.

180,0

75,3

280,0

98,6

175,2

87,6

221,0

66,5

Всего по ЭС:

871,3

370,5

950,0

608,4

842,4

391,1

732,0

544,9

Приложение Б (продолжение)

Электрические нагрузки на ПС 110 - 330 кВ Дагестанской энергосистемы в максимум летних режимных дней 2008 и 2009 годов.

Наименование ПС

2008 г. (отчет)

2009 г. (отчет)

Рнаг

Qнаг

Рген

Qген

Pнаг

Qнаг

Pген

Qген

Центральные электрические сети

1. КС Кизилюрт (КГС)

0

0

0

0

2. Чирюртские ГЭС

0

0

80,0

48

0

0

78

151

3. Шамхал

19,8

9,3

10,0

6,4

4. Шамхал тяг.

0,0

0

0,0

0,0

5. Н. Чиркей

1,8

0,8

1,1

0,7

6. Буйнакск 1

12,3

6,9

8,4

5,7

7. Компас

12,8

6

9,2

6,3

8. Буйнакск 2

24,1

11,2

3,8

2,6

9. Махачкала 110

23,6

11

17,6

11,8

10. ГПП

25,0

11,6

10,5

7,2

11. ЦПП

16,2

7,6

15,6

10,2

12. Новая

25,8

12,1

22,6

11

4,4

3,4

13. Юго-Восточная

9,6

4,5

8,5

3,7

14. Восточная

1,8

0,8

2,5

1,7

15. Приморская

8,3

3,1

9,1

5,0

16. Приозерная

9,6

4,5

5,6

3,7

17. Насосная 1 (НС-1)

1

0,5

1,1

0,7

18. Каспийская ТЭЦ

0,5

0,3

0

0

9

8

0

0

19. Оч. сооружения

9

3,3

5,1

2,4

20. Насосная-2 (НС-2)

0,5

0,2

0,2

0,1

21. Манас тяг.

0,5

0,1

1,9

1,3

22. Рассвет

11

5,2

7

4,5

23. Изберг. Северная

7,9

3,7

6,6

4,3

24. Сергокала

4,2

2

2,8

1,9

25. Изберг. Южная

3,7

1,7

2,8

1,9

26. ЗТМ

5

2,5

2,8

1,8

Итого по ЦЭС:

234,0

108,9

80,0

48,0

163,8

102,9

82,4

154,4

Приложение Б (продолжение)

Наименование ПС

2008 г. (отчет)

2009 г. (отчет)

Рнаг

Qнаг

Рген

Qген

Pнаг

Qнаг

Pген

Qген

Северные электрические сети

1. Карланюрт тяг.

1,9

0,8

1,6

2

2. Ярык - Су

25,2

10

7,8

5

3. Кизилюрт (ГЩЗ)

0,4

0,2

2,6

1,5

4. Акташ

16,5

6,6

14,3

8,6

5. Куруш

4,4

1,8

1,0

0,6

6. Сулевкент

0,7

0,3

0,5

0,3

7. Бабаюрт

5,8

2,3

3,9

2,3

8. Львовская

3,1

1,2

1,8

1

9. Дзержинская

0,0

0

0,0

0

10. ЗФС

23,2

11,0

15,9

10,9

11. Дылым

4,0

1,6

3,4

2,0

12. Миатлы

0,5

0,2

0,6

0,3

13. Чиркей ГПП

5,9

2,3

1,9

1,1

14. Сулак

1,4

0,7

1,3

0,8

15, Миатлинская ГЭС

0

0

0

0

0,0

0

137,0

122

16.Гельбахская ГЭС

0,0

0,0

32,0

13,0

0,0

0,0

16,0

14,0

17.Чиркейская ГЭС

0,0

0

990,0

309,0

0,0

0,0

7,0

58,0

Итого по Северным эл.с.

93,0

39,0

1022,0

322,0

56,6

36,4

160,0

194,0

Дербентские электрические сети

1. Каякент тяг.

0

0

0

0

2. Каякент

4,9

1,1

3,5

2,6

3. Мамедкала

10,8

4,6

5,5

3,9

4.Огни

6,3

1,5

5

1,8

5. Геджух

0,9

0,4

0,6

0,3

6. Дербент 110

9,5

3,6

6,8

1,8

7. Дербент тяг.

0,5

0,1

1,2

1

8. Араблинка

1,2

0,2

0,9

0,2

9. Белиджи

9,5

1,8

4,9

1,3

10. Тагиркент

1,8

0,3

1,8

0,5

11. Касумкент

2,9

0,6

2,2

1,3

12. Советская

1,5

0,6

0,8

0,5

13. Магарамкент

5,8

1,1

4

2,1

14. Усухчай

0,9

0,2

0

0

0,6

0,2

15. Ахты

5,2

1

0

0

3,5

0,9

Приложение Б (продолжение)

Наименование ПС

2008 г. (отчет)

2009 г. (отчет)

Рнаг

Qнаг

Рген

Qген

Pнаг

Qнаг

Pген

Qген

16. Дербент 330

9,6

4,3

0

6

7,7

4,7

0

17. Дербент Западная

7,7

3,3

3,4

2

18. Самур

0,8

0,1

1,2

0,4

19. Заречная

0,1

0

0

0

20. Курах

1,8

0,8

1,5

0,9

21.Морская

0

0

0

0,0

22.Капир

0,5

0,2

0,2

0,1

23.Кайтаг

8,6

1,6

4,8

1,6

24.Родниковая

0,2

0,1

1

0,3

Итого по Дербент. эл. с.

91,0

27,5

0,0

6,0

61,1

28,4

0,0

0,0

Затеречные электрические сети

1. Кизляр-1

12,4

5,2

9,5

5,7

2. Кизляр-2

9,2

3,8

6,1

5,3

3. Александрия

2,4

1

1,9

1,2

4. Калиновка

1,4

0,6

0,9

0,5

5. Тарумовка

2

0,8

1,5

0,9

6. Терекли-Мектеб

1,9

0,8

1,4

1

7. Арсланбек

0,3

0,1

0,1

0,1

8. Джигильта

0,2

0,1

0,1

0,1

9. Кочубей

1,8

0,7

1

0,8

10. Таловка

0,2

0,1

0,2

0,2

11. Южно-Сухокумск

3,8

1,8

2,8

1,8

12. Коминтерн

0,5

0,2

0,4

0,2

13. Артезиан

0,7

0,3

0,5

0,5

Итого по Затер. эл. с

36,8

15,5

0,0

0,0

26,4

18,3

0,0

0,0

Гергебильские электрические сети

1. Тлох

2,9

1,3

2,8

1,8

2. Тлайлух

1,0

0,4

0,6

0,3

3. Хунзах

4,5

1,9

2,3

1,6

4. Карадах

1,9

0,8

1,3

0,8

5. Гергебиль (ГТЭЦ)

15,8

6

15,5

3,8

8,8

5,3

15,0

4,0

6. Цудахар

7,9

3,5

4,6

2,9

7. Ирганай ГПП

4,3

1,6

4,1

2,3

8. Леваши

7,9

3,6

5,5

3,6

Приложение Б (продолжение)

Наименование ПС

2008 г. (отчет)

2009 г. (отчет)

Рнаг

Qнаг

Рген

Qген

Pнаг

Qнаг

Pген

Qген

9. Аргвани

0,6

0,3

0,8

0,5

10. Ботлих

7,1

3,2

4,3

2,7

11. Акуша

6,6

2,9

4,1

2,7

12.Ирганай ГЭС

0

0

363

65

0

0

368

-24,8

13.Гунибская ГЭС

0,1

0

16,4

1,7

0,0

0

15,0

1,7

14.Гуниб

4,8

2,1

3,4

2,2

15.Заиб

1,1

0,5

1,3

1,2

16.Шамильское

1,9

0,8

3,2

2

17.Анцух

0,5

0,2

0,3

0,2

18.Гидатль

0,8

0,3

0,3

0,2

19.Миарсо

2,1

0,9

3,5

2,3

20.Новый Ирганай

0,6

0,4

21.Гоцатлинская

1

0,6

Итого по Гергеб. эл. с.

71,8

30,3

394,9

70,5

52,8

33,6

398,0

-19,1

Всего по ЭС:

526,6

221,2

1496,9

446,5

360,7

219,6

640,4

329,3

Ч Е Р Т Е Ж И

Схема и Программа развития электроэнергетики в Республике

Дагестан на период 2011-2016 годов с перспективой до 2021 года

Развитие электрических сетей, электрические расчеты

Пояснительная записка и чертежи

6963-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ2

Том 2

2011 г

Схема и программа развития электроэнергетики Республики

Дагестан на период 2011-2016 годы с перспективой до 2021 года

Развитие электрических сетей, электрические расчеты

Пояснительная записка и чертежи

6963-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ2

Том 2

Главный инженер

А.Д. Лейдман

Начальник отдела

энергосистем

В.В. Проценко

2011 г

Состав проекта

номер том

Обозначение

Наименование

Примечание

1

2

3

4

1

6963-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ1

I этап. Анализ функционирования

энергосистемы в 2004-2009 годах. Прогноз

электропотребления и развитие источников

электроснабжения в период до 2021года.

2

6963-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ2

II этап. Развитие электрических сетей,

электрические расчеты

Содержание тома 2

Поз.

Наименование

Стр.

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

Введение

4

1.

Развитие электрических сетей

5

1.1.

Расчетные электрические нагрузки подстанций 35 и 110 кВ

5

1.2.

Развитие электрических сетей 330 кВ на территории

Дагестанской энергосистемы

8

1.3.

Развитие электрических сетей 110 и 35 кВ

17

1.3.1

Производственный участок Гергебильские электрические сети

19

1.3.2

Производственный участок Дербентские электрические сети

22

1.3.3

Производственный участок Затеречные электрические сети

25

1.3.4

Производственный участок Северные электрические сети

27

1.3.5

Производственный участок Центральные электрические сети

29

2.

Электрические расчеты

33

2.1.

Режимы работы электрических сетей напряжением 110 кВ

и выше

33

2.2.

Условия регулирования напряжения и размещение

источников реактивной мощности

35

2.3.

Оценка уровня токов к. з. при рекомендуемом развитии

электрической сети Дагестанской энергосистемы в период

до 2016-2021 годов.

47

3.

Объемы строительства и реконструкции электросетевых

объектов в период до 2016 года, и оценка необходимых

капитальных вложений

52

4.

Выводы и рекомендации

58

ПРИЛОЖЕНИЯ

А

Техническое задание на выполнение работы «Схема и

программа развития Республики Дагестан на период 2011-2016

годы с перспективой до 2021 года»

Б

Расчетные электрические нагрузки ПС 110 кВ

Дагестанской энергосистемы в зимний максимум 2016 года.

В

Результаты расчёта токов короткого замыкания на 2021 год.

Г

Вводы электросетевых объектов 35 и 110 кВ (включая

техническое перевооружение) и потребность в инвестициях

в период 2010, 2011-2016 годы.

Д

Схема замещения электрической сети напряжением

110 кВ и выше для расчёта токов к.з.

ЧЕРТЕЖИ

№№ чертежей

Карта-схема электрических сетей 110-330 кВ

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

Дагестанской энергосистемы на 2009÷2021 годы.

лист 1

Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

Центральных электрических сетей на 2009-2016 годы.

лист 2

Принципиальная схема электрических сетей 35 кВ и выше

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

Центральных электрических сетей на 2009-2016 годы.

лист 3

Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

Гергебильских электрических сетей на 2009-2016 годы.

лист 4

Принципиальная схема электрических сетей 35 кВ и выше

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

Гергебильских электрических сетей на 2009-2016 годы.

лист 5

Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

Дербентских электрических сетей на 2009-2016 годы.

лист 6

Принципиальная схема электрических сетей 35 кВ и выше

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

Дербентских электрических сетей на 2009-2016 годы.

лист 7

Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

Затеречных электрических сетей на 2009-2016 годы.

лист 8

Принципиальная схема электрических сетей 35 кВ и выше

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

Затеречных электрических сетей на 2009-2016 годы.

лист 9

Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

Северных электрических сетей на 2009-2016 годы.

лист 10

Принципиальная схема электрических сетей 35 кВ и выше

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

Северных электрических сетей на 2009-2016 годы.

лист 11

Принципиальная схема электрических сетей 110 кВ

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

и выше Дагестанской энергосистемы на 2016 г.

лист 12

Схема потокораспределения и уровни напряжения в сети

110 кВ и выше в зимний максимум нагрузок 2016 года

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

без установки новых компенсирующих устройств

лист 13

Схема потокораспределения и уровни напряжения в сети

110 кВ и выше в зимний максимум нагрузок 2016 года

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

с учетом рекомендуемых компенсирующих устройств

лист 14

Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в зимний

максимум 2016 года без строительства ВЛ 330 кВ Ирганайская

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

ГЭС – Чирюрт и Артем – Дербент.

лист 15

Схема потокораспределения в сети 110 кВ и выше в зимний

максимум 2016 года в рекомендуемой схеме.

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

Послеаварийный режим в сети 330 кВ

листы 16÷22

ЧЕРТЕЖИ

№№ чертежей

Схема потокораспределения и уровни напряжения в сети 110

кВ и выше в зимний максимум 2016 года без строительства

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

ВЛ 110 кВ Ирганай ГПП – Тлох. Нормальная схема

лист 23

Схема потокораспределения и уровни напряжения в сети 110

кВ и выше в зимний максимум 2016 года без строительства

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

ВЛ 110 кВ Ирганай ГПП – Тлох. Послеаварийный режим

листы 24, 25

Схема потокораспределения и уровни напряжения в сети 110 кВ

и выше в зимний максимум 2016 года без строительства ПС 330

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

кВ Кизляр. Нормальная схема

листы 26, 27

Схема потокораспределения и уровни напряжения в сети 110 кВ

и выше в зимний максимум 2016 года без строительства ПС 330

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

кВ Кизляр. Послеаварийный режим

лист 28

Схема потокораспределения и уровни напряжения в сети 110 кВ

и выше в зимний максимум 2016 года без строительства ВЛ 110

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

кВ Артем – Ленинкент – Махачкала-110. Нормальная схема

лист 29

Схема потокораспределения и уровни напряжения в сети 110 кВ

и выше в зимний максимум 2016 года без строительства ВЛ 110

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

кВ Артем – Ленинкент – Махачкала-110.Послеаварийный режим

листы 30, 31

Схема потокораспределения и уровни напряжения в сети 110 кВ

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

и выше в зимний минимум 2016 года в рекомендуемой схеме.

лист 32

Схема потокораспределения и уровни напряжения в сети 110 кВ

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

и выше в летний максимум 2016 года в рекомендуемой схеме.

лист 33

Схема потокораспределения и уровни напряжения в сети 110 кВ

6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2

и выше в летний минимум 2016 года в рекомендуемой схеме.

лист 34

ВВЕДЕНИЕ

Настоящая работа выполнена для Министерства промышленности энергетики и связи Республики Дагестан по договору № 1-6963 от 7.02.2011 г. с ГАУ РД «Агентство энергосбережения» (представитель Министерства промышленности, энергетики и связи РД) в соответствии с техническим заданием (см. Приложение А).

Дагестанская энергосистема осуществляет централизованное электроснабжение потребителей на территории Республики Дагестан и входит в состав ОЭС Юга.

Дагестанская энергосистема территориально включает в себя (по состоянию на 1.01.2009 г.):

- сети напряжением 330 кВ – сети ОАО «ФСК ЕЭС»;

- электрические сети напряжением 10, 35, 110 кВ филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа»- «Дагэнерго» (ОАО «Дагэнергосеть»), в составе которого функционируют 7 производственных участков, осуществляющих эксплуатацию электрических сетей;

-Дагестанскую ТЭЦ (в составе Махачкалинского и Каспийского участков) – электростанция ОАО «ЮГК-ТГК-8»;

- 13 ГЭС – электростанции ОАО «РусГидро».

Основной задачей Схемы и Программы является разработка рекомендаций по рациональному развитию электрических сетей напряжением 35 кВ и выше Дагестанской энергосистемы с учетом потребности в электрической энергии, определение необходимых объёмов строительства, реконструкции и технического перевооружения электрических сетей в период до 2021 года. Результатом выполненной работы является информационная база для составления инвестиционных программ и планов капитального строительства электросетевых объектов и их проектирования.

За отчетный в «Схеме и Программе…» принят 2009 год, за расчетный – 2016 год, оценка перспективы – 2021 год.

Настоящий том включает в себя обоснование необходимого развития электрических сетей 330 и 110 кВ на территории Республики Дагестан, рекомендации по развитию электрических сетей напряжением 35 кВ и выше в период 2011-2016 годы, определение объемов развития сети 35, 110 и 330 кВ, обеспечивающие прогнозируемый рост электрических нагрузок энергосистемы и планируемые объемы экспорта электроэнергии через сети республики.

Определены основные направления развития системообразующей сети 110-330 кВ в 2017-2021 годах.

Для расчетного этапа развития энергосистемы 2016 г. выполнены расчеты режимов работы электрических сетей напряжением 110 кВ и выше, расчеты для определения необходимых объемов компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ и размещения компенсирующих устройств в сети. Выполнены расчеты для определения перспективных уровней токов к.з. на подстанциях 110 кВ и дана оценка соответствия отключающей способности выключателей, установленных на подстанциях, перспективным токам к.з.

«Схеме и Программы…» выполнены в соответствии с действующими нормативными и методическими документами по проектированию развития энергосистем и электрических сетей.

При разработке были использованы следующие материалы:

- отчетные данные ОДУ Юга, Дагестанского РДУ, филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» - «Дагэнерго» (ОАО «Дагэнергосеть») о схеме, составе и режимах работы электрических сетей напряжением 35 кВ и выше;

- «Схема и программа развития единой энергетической системы России на период 2010-2016 годы», редакция от 26.04.2010 г.;

- «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики Российской Федерации до 2020 г. с учетом перспективы до 2030 г.»;

- «Схема развития Дагестанской энергосистемы на период до 2009-2015 годы с перспективой до 2020 года», ОАО «Южэнергосетьпроект», 2009 г.;

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

1 РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ В ПЕРИОД ДО 2021 ГОДА.

1.1 Расчетные электрические нагрузки подстанций 35 и 110 кВ

Дагестанская энергосистема обеспечивает централизованное электроснабжение потребителей на территории Республики Дагестан. Площадь, обслуживаемая энергосистемой, составляет 50,3 тыс. кв. км. Численность населения (с учетом предварительных итогов Всероссийской переписи населения 2010 года) на 1.01.2011 г. составляет 2981 тыс. чел., в т. ч. доля городского населения – 1349 тыс. чел. Плотность населения – 59 человек на один кв. км. Столица – город Махачкала, в котором проживают 466,8 тыс. человек. В городах Хасавюрте и Дербенте – соответственно 122 и 100,8 тыс. чел. Территория Республики Дагестан поделена на 41 сельский административный район.

Функционирование распределительных электрических сетей на территории Республики Дагестан обеспечивают пять производственных участков (ПУ) филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» - «Дагэнерго»: Гергебильские электрические сети, Дербентские электрические сети, Затеречные электрические сети, Северные электрические сети и Центральные электрические сети.

Схема развития электрической сети напряжением 35, 110 кВ и выше Дагестанской энергосистемы разработана для расчетного уровня нагрузок 2016 года. В качестве расчетных приняты нагрузки собственного максимума энергосистемы для оптимистического варианта электропотребления: расчетные величины нагрузки в 2016 г. – 1225 МВт, в 2021 г. – 1377 МВт.

Расчётные максимальные нагрузки подстанций 110 кВ и выше на уровне 2016 года определены с учётом естественного роста нагрузки существующих потребителей (в среднем 1 % в год), нагрузки проектируемых и перспективных потребителей в соответствии с исходными данными о заявках потребителей на технологическое присоединение новых нагрузок к электрической сети энергосистемы, инвестиционных проектов на строительство промышленных и социально бытовых объектов. Для новых нагрузок применялись соответствующие режимные коэффициенты (коэффициент разновременности максимумов нагрузки потребителей, коэффициент попадания в максимум энергосистемы), а также оценивалась вероятность и возможные сроки реализации поданных потребителями заявок.

Таблица 1.1 - Электрические нагрузки в границах производственных
участков электрических сетей филиала «Дагэнерго» (ОАО «Дагэнергосеть») в 2006-2009 годах и на период до 2021 года.

Наименование

2006 г.

2007 г.

2008 г.

2009 г.

2016 г.

2021 г.

отчёт

прогноз

Центральный ПУ

Электрическая нагрузка, МВт

205,0

309,5

370,4

315,6

526,9

596

Темпы изменения, % в год

4,9

19,7

-14,8

5,0

2,5

Дербентский ПУ

Электрическая нагрузка, МВт

136,2

128,9

134,9

153,5

175,2

197

Темпы изменения, % в год

- 5,4

4,7

13,8

3,5

2,4

Гергебильский ПУ

Электрическая нагрузка, МВт

170,0

150,1

180,0

175,2

237,6

269

Темпы изменения, % в год

-11,7

19,9

-2,7

4,0

2,5

Северный ПУ

Электрическая нагрузка, МВт

119

130,4

126,1

140,9

155,2

170

Темпы изменения, % в год

9,6

-3,3

11,7

2,0

2,0

Затеречный ПУ

Электрическая нагрузка, МВт

54,0

61,8

59,9

57,2

69,1

78

Темпы изменения, % в год

14,4

-3,1

-4,5

2,0

2,5

Всего по энергосистеме:

774,2*

780,7*

871,3*

842,4*

1164,0

1310

Потери мощности в сети 110-330 кВ

61,0

67

Собственный максимум нагрузки энергосистемы, МВт

964

943

987

987

1225

1377

Темпы изменения, % в год

- 2,2

4,7

0

3,6

2,4

* - электрические нагрузки приведены за режимные дни:

20.12.2006 г. 18 час, 19.12.2007 г. 18 час, 17.12.2008 г. 18 час и 16.12.2009 18 час.

Распределение расчётных максимальных нагрузок по подстанциям 110 кВ на 2016 год приведено в Приложении Б.

1.2 Развитие электрических сетей 330 кВ на территории

Дагестанской энергосистемы

Основные направления развития электрической сети 330 кВ в юго-восточной зоне ОЭС (Северо-Осетинская, Ингушская, Чеченская и Дагестанская энергосистемы) определены в работе «Корректировка Схемы развития ОЭС Юга на период до 2021 года, включая схему развития электрических сетей напряжением 220 кВ и выше», ОАО «ЮИЦЭ» «ЮжЭСП», 2006 г. Дополнительное обоснование и уточнение параметров электросетевых объектов, рекомендованных для строительства вышеупомянутой работой, было выполнено при разработке их проектов.

Карта-схема электрических сетей 110-330 кВ Дагестанской энергосистемы на 2009-2021 годы приведена на чертеже 6963- ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 лист 1.

Принципиальная схема электрических сетей 110 кВ и выше Дагестанской энергосистемы на 2016 г. приведена на чертеже 6963- ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 лист 12.

Развитие межсистемных электрических сетей

Первоочередная задача развития электрической сети в юго-восточной зоне ОЭС Юга это усиление связей ОЭС с дагестанской энергосистемой. В существующей схеме пропускная способность (максимально допустимые перетоки по статической устойчивости) существующих связей 330 кВ между Дагестанской энергосистемой и ОЭС Юга (ВЛ 330 кВ Чирюрт – Буденновск и Чирюрт – Грозный – В-II) составляет 700 МВт на выдачу мощности из Дагестанской энергосистемы и 400-500 МВт на прием.

Проектный режим работы пиковых и полупиковых гидроэлектростанций, расположенных на территории Дагестана, предполагает максимальную генерацию в часы максимальных нагрузок и незначительную базовую генерацию в часы минимальных нагрузок (ночной провал). Дефицит мощности Дагестанской энергосистемы в зимний период в 2004-2007 годах составлял 550-580 МВт, при этом покрытие части дефицита мощности Дагестанской энергосистемы (190-260 МВт) в ночной провал осуществлялось из энергосистемы Азербайджана.
В 2008-2009 годах дефицит мощности Дагестанской энергосистемы снижался до 200-305 МВт за счет перевода части мощностей на ГЭС в базовый режим работы.

В летний период, когда ГЭС Дагестана работают на полную мощность, Дагестанская энергосистема избыточна по мощности. В вечерний и дневной максимумы нагрузки летних суток в 2004-2007 годах избытки мощности составляли 290-950 МВт. При этом часть избытков мощности (115-300 МВт) передавалась в энергосистему Азербайджана.

Таким образом, пропускная способность существующих связей Дагестанской энергосистемы с ОЭС Юга не соответствует требуемым перетокам мощности.

Анализ складывающихся в период до 2016 г. балансов мощности и электроэнергии Дагестанской энергосистемы показал, что при планируемом расчетном резерве мощности на ГЭС до 360 МВт и сохранении экспортных перетоков в Азербайджан на уровне до 300 МВт баланс мощности энергосистемы в зимний максимум в 2011-2014 годы складывается с нарастающим дефицитом в размере 400-540 МВт. При увеличении с 2015 г. планируемого объема экспорта до 500 МВт дефицит энергосистемы в 2015 и 2016 годы достигнет 773 и 812 МВт соответственно.

В часы минимальных нагрузок (ночной провал), когда большинство ГЭС не работают, в энергосистеме дефицит мощности составит 470-680 МВт.

В летний период Дагестанская энергосистема будет избыточна. Избытки мощности в максимум летнего рабочего дня могут достигать 980-1310 МВт, а в минимум (ночной провал) – 300-450 МВт.

Покрытие расчетного дефицита мощности Дагестанской энергосистемы в осенне-зимний период предусматривается за счет перетоков мощности из ОЭС Юга, для чего потребуется обеспечить необходимую пропускную способность сети 330 кВ, связывающей энергосистему с ОЭС. Связи Дагестанской энергосистемы с ОЭС Юга должны также обеспечивать выдачу избытков мощности энергосистемы в период летнего паводка.

Для усиления связей ОЭС с Дагестанской энергосистемой выполнен проект и ведется строительство ВЛ 330 кВ Моздок – Артём с ПС 330 кВ Артем и заходами ВЛ 330 кВ Чирюрт - Махачкала. Ввод этой ВЛ протяженностью 274 км в Инвестиционной программе ОАО «ФСК ЕЭС» намечен на 2011 г. и обеспечит пропускную способность связей «Дагэнерго» с ОЭС 1230 МВт на выдачу и до 680-700 МВт на прием мощности в Дагестан. В послеаварийных режимах допустимый переток по связям ОЭС с Дагестанской энергосистемой снижается до
930 МВт на выдачу и до 530-550 МВт на прием мощности в Дагестанскую энергосистему.

Ввод в эксплуатацию ВЛ 330 кВ Моздок – Артем обеспечит пропускную способность связей «Дагэнерго» с ОЭС в пределах 1230 МВт на выдачу и до 680 МВт на прием мощности в Дагестан, что позволит:

- выдавать практически все избытки мощности и электроэнергии гидроэлектростанций Дагестанской энергосистемы в объединенную энергосистему в период летнего паводка;

- покрывать потребность в мощности Дагестанской энергосистемы, а также обеспечивать экспорт электроэнергии и мощности в Азербайджан в размере до 300 МВт в максимум нагрузок за счет получения из ОЭС Юга;

- снизить потери электроэнергии в сети 330 кВ ОЭС Юга на 50 млн. кВт.ч.

Если потребуется обеспечивать экспортные перетоки мощности из Дагестанской энергосистемы в энергосистему Азербайджана в большем объеме или в ночные часы, то потребуется дополнительное усиление системообразующей сети в юго-восточной зоне ОЭС.

В плане дальнейшего усиления сети ОЭС Юга между основными генерирующими центрами (Ставропольская и Невинномысская ГРЭС, Волгодонская АЭС) и дефицитными районами юго-восточной зоны ОЭС (Северо-Осетинская, Ингушская, Чеченская и Дагестанская энергосистемы) предусматривается строительство ВЛ 330 кВ Нальчик – Владикавказ в 2013 г. и ВЛ 500 кВ Невинномысск – Моздок с ПС 500 кВ Моздок в 2014 году. Строительство этих объектов обеспечит повышение пропускной способности электрической сети в направлении энергосистемы Республики Дагестан до 900 МВт в нормальной схеме инее менее 830 МВт в послеаварийных режимах.

Параллельная работа ОЭС Юга с энергосистемой Азербайджана при передаче мощности в энергосистему Азербайджана, а так же связь основного питающего центра Дагестанской энергосистемы – ПС 330 кВ Чирюрт и основных потребляющих районов энергосистемы (центрального и южного) осуществляется по транзитной электропередаче 330 кВ Чирюрт – Махачкала – Дербент – Хачмас – Яшма протяженностью более 400 км. Такая электропередача, не имеющая достаточно мощных параллельных связей, при высокой загрузке составляющих ее ВЛ 330 кВ (чертеже 6963- ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 лист 15) не обеспечивает требуемую надежность электроснабжения потребителей Дагестанской энергосистемы и транзит мощности в энергосистему Азербайджана. Отключение одной из ВЛ 330 кВ, входящих в этот транзит, приводит к нарушению статической устойчивости, асинхронному ходу и разделению транзита на две или три части с последующей работой ПА.

Для создания второй связи 330 кВ между ОЭС Юга и энергосистемой Азербайджана, прежде всего, потребуется усиление сети 330 кВ на территории Дагестанской энергосистемы.

Для снижения перегрузки АТ 330/110 кВ на ПС 330 кВ Чирюрт в послеаварийных режимах и ремонтных схемах в 2010 г. была произведена замена автотрансформатора мощностью 125 МВА на 200 МВА.

Анализ результатов расчетов режимов с учетом ввода ПС 330 кВ Артем с ВЛ 330 кВ Моздок –Артем показал, что без ввода ВЛ 330 кВ Ирганайская ГЭС – Чирюрт в планируемых режимах при нормальной схеме перетоки мощности по ВЛ 330 кВ Чирюрт – Артем – Махачкала достигают величин 440-550 МВт.

Высокая загрузка электропередачи 330 кВ Чирюрт – Артем – Махачкала в нормальной схеме (чертеж 6963- ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 лист 15) предопределяет в послеаварийных режимах при отключении одного из ее участков ограничение транзитного перетока в Азербайджан до нуля или отключение такой же величины нагрузки в центральном и южном районах энергосистемы в связи с перегрузкой АТ 330/110 кВ на ПС Чирюрт и Артем, а также ВЛ 110 кВ, отходящих от этих подстанций.

Так при отключении ВЛ 330 кВ Чирюрт – Артем нагрузка АТ 330/110 кВ на ПС Чирюрт достигает 480 МВА (120 % номинальной), а перетоки мощности по ВЛ 110 кВ Чирюрт – Артем с проводом АС-150 и АС-120 достигают 126 и 129 МВт (635-637 А), что превышает длительно допустимую токовую нагрузку для проводов ВЛ АС-150 – 580 А и АС-120 – 503 А при температуре воздуха ниже -5ºС. Для снижения перетоков мощности через АТ 330/110 кВ на ПС Чирюрт и по ВЛ 110 кВ Чирюрт – Артем до допустимой величины потребуется ограничить практически до нуля передачу в Азербайджан.

При отключении ВЛ 330 кВ Артем – Махачкала происходит нарушение статической устойчивости по связям 110 кВ, шунтирующим отключившуюся ВЛ 330 кВ. Для обеспечения статической устойчивости в таком режиме необходимо ограничить практически до нуля передачу в Азербайджан, при этом нагрузка АТ 330/110 кВ 125 МВА на ПС Артем будет превышать его номинальную мощность на 68 %. Перетоки мощности по ВЛ 110 кВ Артем – Шамхал тяговая и Артем – Шамхал с проводом АС-150 достигают соответственно 86 и 103 МВт (433 и 518 А), что допустимо для проводов ВЛ АС-150 только при температуре воздуха ниже 10ºС. Для снижения перетоков мощности через АТ 330/110 кВ на ПС Артем до допустимой величины на время прохождения максимума энергосистемы (130 % его номинальной мощности) необходимо ограничить нагрузку в центральном и южном районах на величину не менее 140 МВт. При этом перетоки мощности по ВЛ 110 кВ Артем – Шамхал тяговая и Артем – Шамхал снижаются до 60-75 МВт на цепь.

Выдача мощности Ирганайской ГЭС в существующей схеме в основном осуществляется по ВЛ 330 кВ Ирганайская ГЭС – Махачкала и через АТ 330/110 кВ по двум ВЛ 110 кВ от ПС Ирганай ГПП. При отключении ВЛ 330 кВ Ирганайская ГЭС – Махачкала выдача мощности ГЭС будет ограничиваться номинальной мощностью АТ 330/110 кВ 125 МВА. Для повышения надежности выдачи мощности Ирганайской ГЭС необходимо строительство еще одной ВЛ 330 кВ для связи ГЭС с энергосистемой. Наиболее оптимальным направлением такой ВЛ определено строительство ВЛ 330 кВ Ирганайская ГЭС – Чирюрт, после ввода которой с учетом действующей ВЛ 330 кВ Ирганайская ГЭС – Махачкала будет образована вторая связь на напряжении 330 кВ между основным питающим центром Дагестанской энергосистемы ПС Чирюрт и основными потребляющими районами энергосистемы через ОРУ 330 кВ Ирганайской ГЭС. Ввод ВЛ 330 кВ Ирганайская ГЭС – Чирюрт обеспечит передачу планируемых перетоков мощности с учетом экспорта в Азербайджан от ПС Чирюрт, в районы, города Махачкала и Дербент как в нормальной схеме, так и в послеаварийных режимах, а также выдачу мощности Ирганайской ГЭС без ограничений в послеаварийных режимах.

В 2008 г. разработан проект ВЛ330 кВ Ирганайская ГЭС – Чирюрт. В Инвестиционной программе ОАО «ФСК ЕЭС» строительство ВЛ 330 кВ Ирганайская ГЭС – Чирюрт (73,8 км) предусматривается в 2013 г.

Для повышения надежности электроснабжения потребителей южной части Дагестанской энергосистемы, а также обеспечения надежного экспорта электроэнергии в Азербайджан в планируемом объеме необходимо строительство второй электропередачи 330 кВ от ПС Махачкала до ПС Дербент и далее в энергосистему Азербайджана.

Прогнозируемый переток мощности по транзитной электропередаче между центральным (ПС 330 кВ Махачкала) и южным (ПС 330 кВ Дербент) энергорайонами Дагестанской энергосистемы с учетом планируемого экспортного перетока (300-500 МВт) в энергосистему Азербайджана, как и в существующей схеме, имеет наибольшую величину в режимах зимних максимальных нагрузок и в 2015 г. может достигнуть 550-555 МВт. Такая величина перетока мощности в существующей схеме по электропередаче 330 кВ Махачкала – Дербент – Азербайджан предопределяет при отключении ВЛ 330 кВ Махачкала – Дербент ограничение транзитного перетока в Азербайджан до нуля и снижение нагрузки в южном районе энергосистемы на величину не менее 120 МВт по допустимой токовой нагрузке двухцепной ВЛ 110 кВ Махачкала – Изберг северная с проводом АС-120, АС-150. Даже с учетом рекомендуемой ниже в разделе 1.3 реконструкции этой ВЛ с увеличением сечения провода до АС 240 при отключении ВЛ 330 кВ Махачкала – Дербент требуется ограничение нагрузки в южном районе на 40-50 МВт.

В 2007 г. был разработан проект строительства «ВЛ 330 кВ Артем – Дербент» в котором расчетами была обоснована необходимость и основные технические решения строительства ВЛ 330 кВ Артем – Дербент, как последнего участка второй связи на напряжении 330 кВ на территории Дагестанской энергосистемы. Строительство ВЛ 330 кВ Артем – Дербент также обеспечивает условия для создания второй межгосударственной связи между ОЭС Юга и энергосистемой Азербайджана.

Ввод ВЛ 330 кВ Артем – Дербент при планируемом увеличинии экспорта до 500 МВт с 2015 г. в инвестиционной программе ОАО «ФСК ЕЭС» предусматривается в 2014 г.

Присоединение ВЛ 330 кВ Артем – Дербент к ОРУ 330 кВ ПС Артем, запроектированному по схеме 330-15 «трансформаторы-шины» предусматривается через два выключателя.

Существующая схема ОРУ 330 кВ ПС Дербент – «четырехугольник», к которому присоединены АТ 330/110 кВ 2х125 МВА и две ВЛ 330 кВ: на ПС Махачкала и на ПС Хачмас (Азэнерго). Для присоединения ВЛ 330 кВ Артем – Дербент потребуется выполнить расширение ОРУ 330 кВ на ПС Дербент с переходом на схему 330-15 «трансформаторы-шины» и присоединением новой ВЛ через два выключателя. При разработке проекта расширения ОРУ 330 кВ ПС Дербент необходимо предусмотреть возможность присоединения к ПС Дербент еще одной ВЛ 330 кВ – второй ВЛ 330 кВ для связи с энергосистемой Азербайджана.

Выполненные расчеты показали также необходимость строительства до 2015 года ПС 330/110 кВ Кизляр.

Перетоки мощности по ВЛ 110 кВ, осуществляющих питание Северного и Затеречного ПУ и передачу мощности в «Нурэнерго»: Чирюрт – Акташ (АС-150), Чирюрт – Чирюртские ГЭС (АС-150), Чирюртские ГЭС – Акташ (АС-150), Чирюртские ГЭС – Ярыксу (АС-120) и Чирюрт – Гельбахская ГЭС – Ярыксу (АС-240) в режимный день 16.12.2009 г. составляли от 49 до 61 МВт (суммарно 317 МВт), что для этих ВЛ превышает нормируемую плотность тока в 2,1-2,3 и 1,5 раза соответственно.

К 2016 г. в соответствии с прогнозируемым ростом нагрузки перетоки мощности по выше названным ВЛ 110 кВ увеличиваются до 47-64 МВт (суммарно до 346 МВт). Такие перетоки приводят к повышенным потерям электроэнергии в сети 110 кВ, а для обеспечения качества электроэнергии по напряжению требуется устанавливать дополнительные компенсирующие устройства. Так без ввода до 2015 года ПС 330 кВ Кизляр в Затеречном ПУ (чертеж 6963- ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 лист 26) при условии установки рекомендуемых КУ в соответствии с расчетами по оптимизации реактивной мощности напряжение в сети 110 кВ обеспечивается в пределах 107-112 кВ. Для повышения напряжения в сети 110 кВ до уровня 113-115 кВ потребуется установить дополнительно КУ мощностью около 30 Мвар (чертеж 6963- ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 лист 27).

При отключении в таком режиме одной из питающих северные районы энергосистемы ВЛ 110 кВ нагрузка остальных увеличивается до 58-72 МВт (чертеж 6963- ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 лист 28), а при ограничении получения из «Ставропольэнерго» – до 64-80 МВт.

С учетом вышеизложенного, в инвестиционной программе ОАО «ФСК ЕЭС» предусматривается в 2014-2015 годы строительство ПС 330/110 кВ Кизляр. В соответствии с расчетной нагрузкой на подстанции на первом этапе достаточно установить один АТ 330/110 кВ мощностью 125 МВА. Однако при отключении ВЛ 330 кВ Кизляр – Чирюрт (чертеж 6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 лист 20) переток мощности через АТ 330/110 кВ на ПС Кизляр достигает в зимний максимум нагрузки 187 МВА (150 % номинальной мощности АТ), в зимний минимум – 162 МВА (130 %), что потребует ограничения перетока мощности из ОЭС в Дагестанскую энергосистему для разгрузки АТ. При установке на ПС Кизляр двух АТ 330/110 кВ по 125 МВА их суммарная загрузка в аналогичном послеаварийном режиме (6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 лист 19) не превышает 214 МВА. Таким образом, принимая во внимание необходимость ограничения перетока из ОЭС в Дагестанскую энергосистему в послеаварийных режимах и ремонтных схемах, связанных с отключением ВЛ 330 кВ Кизляр – Чирюрт рекомендуется на ПС 330 кВ Кизляр установить сразу два АТ 330/110 кВ по 125 МВА, либо второй АТ установить в 2016-2017 годы .

Питание подстанции осуществить заходом ВЛ 330 кВ Чирюрт – Буденновск. ОРУ 330 кВ ПС Кизляр рекомендуется выполнить по схеме четырехугольник с учетом присоединения двух ВЛ и двух АТ 330/110 кВ. ОРУ 110 кВ ПС Кизляр при вводе должно обеспечивать присоединение пяти ВЛ 110 кВ и двух АТ 330/110 кВ, а в перспективе  присоединение еще 2-3-х ВЛ 110кВ. Исходя из необходимого количества присоединений, ОРУ 110 кВ ПС Кизляр рекомендуется выполнить по схеме 110-13 (две рабочие и обходная системы шин).

В ОРУ 110 кВ на I этапе предусматривается заход ВЛ 110 кВ Кизляр-II – Кочубей, Кизляр-II – Тарумовка. Для снижения нагрузки на ВЛ 110 кВ Кизляр-330 – Кизляр-II и ВЛ 110 кВ Кизляр-II – Кизляр-I рекомендуется строительство новой ВЛ 110 кВ от ПС 330 кВ Кизляр до ПС 110 кВ Кизляр-I.

При вводе ПС 330/110 кВ Кизляр снижение потерь электроэнергии в сети 110 кВ Дагестанской энергосистемы в 2015 году составит 18-20 млн. кВт.ч в год.

В 2007-2009 годах на ПС Махачкала суммарная нагрузка АТ 330/110 кВ (200 и 125 МВА) достигала 310-320 МВА. При выводе в ремонт или аварийном отключении одного из АТ, нагрузка оставшегося в работе автотрансформатора составляет: 200 МВА – 115 %, 125 МВА – 150 %. С вводом ПС 330 кВ Артем нагрузка АТ на ПС Махачкала снижается и в ремонтных схемах загрузка АТ 200 МВА обеспечивается в пределах его номинальной мощности, а АТ 125 МВА будет перегружаться на 15-20 %. В соответствии с прогнозируемым ростом нагрузки в энергосистеме рекомендуется в 2012-2013 годы выполнить замену на ПС Махачкала АТ 330/110 кВ мощностью 125 МВА на 200 МВА.

Для выдачи мощности Агвалийской ГЭС 220 МВт (ввод 2017-2018 годы) и последующих ГЭС каскада на р. Андийское Койсу, ввод которых предполагается за 2021 г., в соответствии с предварительными проработками рекомендуется строительство ВЛ 330 кВ РП Буйнакск –Агвалийская ГЭС с РП 330 кВ Буйнакск и заходами ВЛ 330 кВ Ирганайская ГЭС – Чирюрт. В дальнейшем рассматривается строительство ПС 330/110 кВ Ботлих и ВЛ 330 кВ Ботлих – Грозный (или ВЛ 330 кВ Ботлих - Шатой-330 при разворачивании строительства каскада Аргунских ГЭС в Чеченской Республике). Схема присоединения к энергосистеме ГЭС Андийского каскада должна уточняться при разработке их схем выдачи мощности.

В Ахтынском районе Республики Дагестан в 2016-2021 годы намечается разработка месторождения медно-колчеданных руд «Кызыл-Дере» и строительство горно-обогатительного комбината. Для определения оптимального развития электрической сети при подключении электрических нагрузок этих объектов к энергосистеме очевидно потребуется разработка схемы внешнего электроснабжения с учетом расчетной нагрузки 26 МВт намечаемых к строительству объектов и сроков их ввода. На данной стадии проектирования энергосистемы в связи с отсутствием исчерпывающей информации по строительству горно-обогатительного комбината и разработке медного месторождения для электроснабжения этих объектов, а также для повышения надежности и качества электроснабжения потребителей южного Дагестана рекомендуется в период 2016-2021 годы строительство новой ПС 330 кВ на базе ПС 110 кВ Магарамкент с установкой на ней АТ 330/110 кВ. Присоединение новой подстанции к сети 330 кВ может быть осуществлено заходом от одной из ВЛ 330 кВ Дагэнерго – Азэнерго.

1.3 Развитие электрических сетей 110 и 35 кВ

Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ выявил ряд участков, где имеют место высокие перетоки мощности по ВЛ, близкие к максимально допустимой токовой нагрузке для проводов ВЛ, и существующие сети уже не могут обеспечить необходимую пропускную способность и требуемое качество электроснабжения потребителей по напряжению, что приводит к повышенным потерям электрической энергии в сети.

В этом плане следует отметить необходимость усиления сети 110 кВ:

- между ПС 330 кВ Чирюрт и ПС 330 Махачкала (высокая загрузка ВЛ 110 кВ Чиркей ГПП – Буйнакск-2, Буйнакск-2 – Буйнакск-1, Чирюрт – Шамхал – ГПП, Чирюрт – Шамхал тяговая – Махачкала-110)

- транзита 110 кВ Махачкала-330 – Избербаш Северная;

- от ПС 330 кВ Чирюрт в северном направлении (высокая загрузка ВЛ 110 кВ Чирюрт – Карланюрт тяговая – Акташ, Чирюртские ГЭС – Акташ, Акташ – Куруш – Сулевкент – Бабаюрт;

- связей сети Гергебильского ПУ с энергосистемой (высокая загрузка ВЛ 110 кВ Миатлы – Дылым – Тлох, Буйнакск 1 – Гергебиль).

В Дагестанской энергосистеме явно недостаточно компенсирующих устройств в электрических сетях Гергебильского, Дербентского и Северного ПУ. Напряжение в сети 110 кВ в максимум зимнего режимного дня 2007-2009 годы на отдельных участках этих энергорайонов снижались до 100-108 кВ. Наиболее низкое напряжение имело место в электрической сети удаленных горных районах Гергебильского ПУ, получающих питание по протяженным радиальным ВЛ 110 и 35 кВ.

Из анализа существующего состояния электрических сетей 110 кВ, режимов её работы и прогнозируемого роста электрических нагрузок энергосистемы вытекают основные задачи их развития на расчетный период:

снижение загрузки сети 35 кВ, которая, существенно повысившись в последние годы, привела к увеличению потерь электрической энергии в сети;

увеличение мощности трансформаторов на ряде подстанций 110 кВ (на многих подстанциях энергосистемы загрузка трансформаторов в последние годы превышала 80 – 90 % их номинальной мощности, а на ПС Хунзах, Цудахар, Леваши, Гергебиль вплотную приближалась к 100 %);

проведение реконструкции и техперевооружения ряда ВЛ и ПС, выработавших свой эксплуатационный ресурс, с заменой устаревшего коммутационного оборудования на современное, замена ОД и КЗ на элегазовые выключатели;

изменение схем подстанций для повышения надежности электроснабжения потребителей.

Ниже изложены основные направления развития электрических сетей 35 и 110 кВ в границах производственных участков «Дагэнерго» в период 2010, 2011–2016 годы.

1.3.1 Производственный участок Гергебильские электрические сети

Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше Гергебильских электрических сетей на 2009÷2016 годы приведена на чертеже 6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 лист 4, принципиальная схема электрических сетей – лист 5.

Производственный участок включает в себя электрические сети Гумбетовского, Унцукульского, Ботлихского, Гергебильского, Левашинского, Хунзахского, Ахвахского, Цумадинского, Цунтинского, Бежтинского, Тляратинского, Чародинского, Лакского, Гунибского и Шамильского районов.

Электрические нагрузки в максимум зимнего режимного дня 2008 года составили 180,0 МВт, а в 2009 году произошло снижение до 175,2 МВт. В период до 2016 г. прогнозируется рост нагрузки до 237,6 МВт.

Электроснабжение энергорайона осуществляется на напряжении 110 кВ по ВЛ 110 кВ Сергокала – Леваши, Буйнакск-1 – Гергебиль, Чиркей ГПП – Ирганай ГПП и Дылым – Тлох.

В сеть 35 и 110 кВ Гергебильского ПУ выдают свою мощность Гергебильская ГЭС, Гунибская ГЭС и Ирганайская ГЭС. На Ирганайской ГЭС для выдачи мощности в сеть 110 кВ установлен АТ 330/110 кВ мощностью 125 МВА. Загрузка его в последние годы составляла около 30 МВА.

Достаточно интенсивный рост нагрузки в Гергебильских сетях в последние годы вызывает необходимость выполнения больших объемов строительства новых и реконструкции действующих электросетевых объектов.

С вводом в 2008–2009 годах ВЛ 110 кВ ГПП Ирганай – Гоцатлинская ГЭСГергебиль и Гоцатлинская ГЭС - Хунзах существенно увеличивается выдача мощности Ирганайской ГЭС в сеть 110 кВ нагорной части республики Дагестан, что обеспечит повышение надежности электроснабжения потребителей этих районов и позволит снизить потери электроэнергии в сети 110 кВ энергосистемы на 20-21 млн. кВт. ч. Загрузка АТ 330/110 кВ мощностью 125 МВА на Ирганайской ГЭС в максимум нагрузки 2009 г. достигла 94 МВА.

Для электроснабжения строительства Гоцатлинской ГЭС в 2009 г. построена ПС 110 кВ Гоцатлинская и подключена заходом ВЛ 110 кВ Ирганай ГПП – Гергебиль. Для выдачи мощности Гоцатлинской ГЭС, ввод которой намечен на 2013 г., построена и введена в конце 2009 года ВЛ 110 кВ Гоцатлинская ГЭС - Хунзах с присоединением к ПС Гоцатлинская и предусматривается строительство заходов в ОРУ 110 кВ ГЭС ВЛ 110 кВ Гергебиль – Ирганай ГПП.

Прогнозируемый рост нагрузки в Ботлихском, Цумадинском, Гумбетовском, Хунзахском и прилегающих районах республики увеличивает к 2016 году суммарную нагрузку ВЛ 110 кВ Дылым – Тлох, и Гоцатлинская ГЭС – Хунзах до 90-100 МВт, а переток по ВЛ 110 кВ Ирганай ГПП – Гоцатлинская ГЭС достигает 76 МВт (чертеж 6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 лист 23). При отключении или выводе в ремонт ВЛ 110 кВ Миатлы – Дылым переток мощности по ВЛ 110 кВ Ирганай ГПП – Гоцатлинская ГЭС возрастает до 106 МВТ (540 А) и по ВЛ 110 кВ
Гоцатлинская ГЭС–Хунзах до 85 МВт (445 А), чертеж 6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 лист 24.

Для усиления связей Ирганайской ГЭС с сетью 110 кВ и оптимизации загрузки выше упомянутых ВЛ 110 кВ рекомендуется в 2011-2012 годы построить ВЛ 110 кВ Ирганай ГПП – Тлох протяженностью 40 км.

Для повышения надёжности электроснабжения потребителей Ботлихского, Цумадинского, Шамильского, и Ахвахского районов, получающих в настоящее время электроэнергию по протяженной ВЛ 35 кВ от ПС 110 кВ Ботлих и Хунзах рекомендуется строительство в 2012-2013 годах ВЛ 110 кВ Тлох – Ботлих – Агвали с ПС 110/35/10 кВ Агвали. В последующий период при развороте
строительства Агвалийской ГЭС предусматривается перевод на 110 кВ ВЛ 35 кВ
Миарсо – Агвали – Эчеда – Шаури – Бежта – Анцух.

Предусматривается также перевод на 110 кВ ПС 35 кВ Цуриб, Согратль-2, Кумух, Вачи, Наци, Ташкапур, Унцукуль, Анди, ГКЗ и питающих их ВЛ. На некоторых участках рекомендуется строительство новых ВЛ 110 кВ (для присоединения ПС 110 кВ Ташкапур, Унцукуль). Так в 2011 г. планируется провести реконструкцию ВЛ 110 кВ Цудахар-Леваши со строительством отпайки на ПС Ташкапур, а период 2012-2013 годы рекомендовано строительство ВЛ Гергебиль-Ташкапур и перевод ПС Ташкапур на напряжение 110кВ с установкой двух трансформаторов 110/35/10 кВ мощностью по 10 МВА каждый. ОРУ 110 кВ подстанции рекомендуется выполнить по схеме 110-4Н.

В последующий период (2017-2021 годы) рекомендуется построить ВЛ 110 кВ Вачи – Наци, что обеспечит двухстороннее питание на напряжении 110 кВ подстанций, подключенных к транзиту Кумух – Вачи – Наци – Уркута – Кайтаг – Мамедкала.

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 с увеличением сечения проводов. Так увеличение сечения проводов целесообразно при реконструкции ВЛ 110 кВ Хунзах – Тлох, Гергебиль – Гунибская ГЭС – Хунзах.

В объемах реконструкции и техперевооружения подстанций 110 кВ предусматривается замена трансформаторов в соответствии с ростом нагрузки, коммутационного оборудования, выработавшего свой ресурс (выключателей, отделителей, короткозамыкателей, разъединителей и др.). Часть объемов по реконструкции подстанций связана с их расширением (установка вторых трансформаторов, присоединение новых ВЛ, улучшение схемы подстанции). Так в период до 2016 г. предусматривается выполнить реконструкцию и техническое перевооружение на 13 действующих подстанциях 110 кВ с изменением их схемы и заменой морально устаревшего и физически изношенного коммутационного оборудования в РУ 110, 35 и 6 кВ. При проведении реконструкции и техперевооружения предусматривается замена 9 трансформаторов с увеличением их установленной мощности. Суммарный ввод трансформаторной мощности на ПС 110 кВ в период до 2016 г. составит 306 МВА, в том числе 138,3 МВА на замену трансформаторов.

В период 2011-2016 годы в Гергебильских электрических сетях предусматривается строительство одной ПС 35 кВ – ПС Бетельда с ВЛ 35 кВ от ПС Тлярата. На существующих ПС 35 кВ Прогресс, Карата, Сагри, Тлярата предусматривается замена трансформаторов с увеличением их установленной мощности (суммарный ввод трансформаторной мощности до 2016 г. составит 33,2 МВА), замена коммутационного оборудования (выключателей, отделителей, короткозамыкателей, разъединителей и др.) в РУ 35 кВ и КРУ-10 (6) кВ.

Перечень электросетевых объектов напряжением 35 и 110 кВ, предлагаемых для строительства, реконструкции и техперевооружения в 2010, 2011-2016 годах приведен в Приложении Г.

1.3.2 Производственный участок Дербентские электрические сети

Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше Дербентских электрических сетей на 2009÷2016 годы приведена на чертеже 6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 лист 6, принципиальная схема электрических сетей – лист 7.

Производственный участок включает в себя электрические сети городов Дербент и Дагестанские Огни, а так же Каякентский, Дахадаевский, Кайтагский, Дербентский, Табасаранский, Агульский, Рутульский, Хивский, Сулейман-Стальский, Магарамкентский, Курахский, Ахтынский и Докузпаринский районы.

Электрические нагрузки в максимум зимнего режимного дня 2008 года составили 135 МВт, в 2009 г. – 153,5 МВт. В период до 2016 г. прогнозируется рост нагрузки до 175 МВт.

Электроснабжение энергорайона осуществляется на напряжении 110 кВ от ПС 330 кВ Дербент и по двухцепному транзиту 110 кВ Махачкала – Изберг Северная – Дербент. На ПС 330/110/10/6 кВ Дербент установлено два АТ 330/110/10 кВ мощностью по 125 МВА и два трансформатора 110/10 кВ мощностью по 16 МВА. Суммарная максимальная загрузка АТ 330/110 кВ на ПС Дербент в последние годы достигала 173 МВА.

Для повышения надежности электроснабжения Рутульского района республики, улучшения условий регулирования напряжения в сети 35 кВ, а также для снижения нагрузки на шинах 35 кВ подстанций 110 кВ Ахты, рекомендуется выполнить реконструкцию ПС 35/10 кВ Рутул с переводом ее в 2015-2016 годы на напряжение 110 кВ. На ПС Рутул рекомендуется на первом этапе установить один трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА. Присоединение подстанции к сети предусматривается переводом существующей ВЛ 35 кВ Ахты-Рутул на напряжение 110 кВ либо строительство новой ВЛ 110кВ.

Для усиления питания сети 35 кВ Дахадаевского и Кайтагского районов планируется реконструкция ПС 35/10 кВ Уркута в 2012 г. (замена Т-1 35/10 кВ мощностью 1,6 МВА на 2,5 МВА, установка Т-2 мощностью 2,5 МВА и замена всего коммутирующего оборудования 35 кВ и 10 кВ) и в последующий период 2013-2014 годы рекомендуется перевод ее на напряжение 110 кВ, для чего необходимо построить на подстанции ОРУ 110 кВ по схеме 110-5АН и установить на первом этапе один трансформатор 110/35/10 кВ 6,3 МВА. Присоединение ПС
Уркута к сети 110 кВ осуществить строительством новой ВЛ 110 кВ (или перевод на напряжение 110 кВ существующей ВЛ 35 кВ) Кайтаг – Уркута. В этот же период планируется подстанцию 35/10 кВ Наци, район Гергебильского ПУ, с ВЛ Уркута – Наци перевести на напряжение 110 кВ.

В восточной части г. Дербента, где в последние годы идет интенсивное жилищное строительство и наблюдается рост электропотребления, в 2016-2017 годы рекомендуется строительство новой ПС 110 кВ Дербент Восточная. Присоединение ПС Дербент Восточная к сети 110 кВ наиболее просто можно осуществить отпайками от двух ВЛ 110 кВ Дербент-330 – Дербент тяговая. Однако, последующих стадиях пректирования Схемы развития следует рассмотреть и другие варианты присоединения новой подстанции. Схема подстанции при подключении ее отпайками может быть «два блока с выключателями в цепях трансформаторов». Мощность трансформаторов должна определяться с учетом нагрузки новых потребителей, подключаемых к ней.

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

Реконструкция ВЛ 110 кВ в период до 2016 г. в подавляющем большинстве случаев предполагает строительство новой ВЛ по той же трассе с увеличением сечения проводов: ВЛ 110 кВ Белиджи – Советская с заменой провода АС-70 на АС-120 и на участке ВЛ 110 кВ №105 Дербент-330 – Изберг Северная с заменой провода М-50 на АС-120.

В период 2016–2021 годы в Южном Дагестане для присоединения новых нагрузок в Ахтынском районе (разработка медного месторождения «Кызыл-Дере» и строительство горнообогатительного комбината), а также для повышения надежности и качества электроснабжения существующих потребителей потребуется реконструкция и усиление ВЛ 110 кВ, питающих данный энергорайон (ВЛ 110 кВ Белиджи-Тагиркент-Магарамкент-Усухчай-Ахты, Магарамкент-Касумкент-Курах-Ахты и Касумкент-Советская).

В объемах реконструкции и техперевооружения подстанций 110 кВ предусматривается замена трансформаторов в соответствии с ростом нагрузки (ПС 110 кВ Дербент Западная, Дербент Северная, Огни и др.), коммутационного оборудования, выработавшего свой ресурс (выключателей, отделителей, короткозамыкателей, разъединителей и др.). Часть объемов по реконструкции подстанций связана с их расширением – установка вторых трансформаторов, присоединение новых ВЛ, улучшение схемы подстанции (ПС 110 кВ Ахты, Курах, Касумкент, Кайтаг).

Суммарный ввод трансформаторной мощности на ПС 110 кВ Дербентских электрических сетей в период до 2016 г. составит 219,1 МВА, в том числе 201,5 МВА на замену трансформаторов.

В период 2011-2016 годы в Дербентских электрических сетях предусматривается строительство одной новой ПС 35 кВ – ПС Мишлеш с ВЛ 35 кВ от ПС Лучек. На двенадцати существующих ПС 35 кВ в объемах реконструкции и техперевооружения предусматривается замена трансформаторов с увеличением их установленной мощности (суммарный ввод трансформаторной мощности до
2016 г. составит 47 МВА), замена коммутационного оборудования (выключателей, отделителей, короткозамыкателей, разъединителей и др.) в РУ 35 кВ и
КРУ-10 (6) кВ.

Перечень электросетевых объектов напряжением 35 и 110 кВ, предлагаемых для строительства, реконструкции и техперевооружения в 2010, 2011-2016 годы приведен в Приложении Г.

1.3.3 Производственный участок Затеречные электрические сети

Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше Затеречных электрических сетей (в границах Затеречного и Южносухокумского производственных участков) на 2006÷2016 годы приведена на чертеже 6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 лист 8, принципиальная схема электрических сетей – лист 9.

Производственный участок включает в себя электрические сети городов Кизляр и Южно-Сухокумск, а так же Ногайского, Тарумовского и Кизлярского районов.

Электрические нагрузки в максимум зимнего режимного дня 2008 года составили 59,9 МВт. В 2009 г. нагрузка участка в зимний максимум составила 57,2 МВт. В период до 2016 г. прогнозируется рост нагрузки до 69 МВт.

Электроснабжение энергорайона осуществляется на напряжении 110 кВ от ПС 330 кВ Чирюрт по ВЛ 110 кВ Акташ – Кизляр-2, Акташ – Куруш - Бабаюрт – Кизляр-1 и от Ставропольской энергосистемы по ВЛ 110 кВ Затеречная – Южно-Сухокумская. По ВЛ 110 кВ Кизляр-1 – Каргалинская осуществляется передача мощности в Чеченскую энергосистему.

Загрузка ВЛ 110 кВ в основном находилась в пределах рекомендуемой по экономической плотности тока или незначительно превышала ее. Необходимо отметить высокую загрузку питающей район ВЛ 110 кВ Акташ – Куруш – Бабаюрт, где имеются участки с проводом АС-150, АС-120 и АС-95, а перетоки мощности по ВЛ в 2008 - 2009 г. достигали 35-40 МВт.

В связи с незначительным увеличением расчетной нагрузки на территории Затеречного ПУ развитие электрических сетей в период до 2016 г. ограничивается рекомендацией по установке второго трансформатора 110/10 кВ на ПС Таловка мощностью 2,5 МВА и строительству отпайки от ВЛ 110 кВ Кизляр-2 – Кочубей на ПС Таловка.

Для снижения нагрузки на ВЛ 110 кВ Кизляр-330 – Кизляр-II и ВЛ 110 кВ Кизляр-II – Кизляр-I рекомендуется строительство новой ВЛ 110 кВ от ПС 330 кВ Кизляр до ПС 110 кВ Кизляр-I.

В объемах реконструкции и техперевооружения подстанций 110 кВ предусматривается замена трансформаторов в соответствии с ростом нагрузки (ПС 110 кВ Кизляр-2, Кизляр-1, Александрия и др.), коммутационного оборудования, выработавшего свой ресурс (выключателей, отделителей, короткозамыкателей, разъединителей и др.). Часть объемов по реконструкции подстанций связана с их расширением – установка вторых трансформаторов, присоединение новых ВЛ, улучшение схемы подстанции.

Суммарный ввод трансформаторной мощности на ПС 110 кВ Затеречных электрических сетей в период до 2016 г. составит 148,5 МВА, в том числе 146 МВА на замену трансформаторов.

В период 2011-2016 годы в Затеречных электрических сетях не предусматривается строительство новых ПС 35 кВ. На 24 существующих ПС 35 кВ в объемах реконструкции и техперевооружения предусматривается замена трансформаторов с увеличением их установленной мощности (суммарный ввод трансформаторной мощности до 2016 г. составит 24 МВА), замена коммутационного оборудования (выключателей, отделителей, короткозамыкателей, разъединителей и др.) в РУ 35 кВ и КРУ-10 (6) кВ.

Перечень электросетевых объектов напряжением 35 и 110 кВ, предлагаемых для строительства, реконструкции и техперевооружения в 2010, 2011-2016 годах приведен в Приложении Г.

После строительства ПС 330/110 кВ Кизляр северные районы республики Дагестан получат надежный источник питания сети 110 кВ, что создаcт благоприятные условия для дальнейшего развития электрических сетей в этих районах.

1.3.4 Производственный участок Северные электрические сети

Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше Северных электрических сетей (в границах Северного и Кизилюртовского производственных участков) на 2009÷2016 годы приведена на чертеже 6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 лист 10, принципиальная схема электрических сетей – лист 11.

Производственный участок включает в себя электрические сети городов Хасавюрта и Кизилюрта, а так же Бабаюртовского, Хасавюртовского, Кизилюртовского и Новолакского районов.

Электрические нагрузки в максимум зимнего режимного дня 2008 года составили 126 МВт, в 2009 года – 140,9 МВт. В период до 2016 г. прогнозируется рост нагрузки до 155 МВт.

Электроснабжение энергорайона осуществляется на напряжении 110 кВ от ПС 330 кВ Чирюрт. Источниками электроснабжения на территории производственного участка являются также Миатлинская ГЭС, Гельбахская ГЭС и Чирюртские ГЭС.

По ВЛ 110 кВ Акташ – Гудермес и Ярык-Су – Ойсунгур осуществляется передача электроэнергии в энергосистему Чеченской Республики.

Наибольшие перетоки мощности имели место по ВЛ 110 кВ:

- ВЛ Чирюрт – Карланюрт тяговая – Акташ, переток в последние годы по которой на головном участке достигал 58,1 МВт, ВЛ Миатлы – Дылым, переток по которой достигал 58,1 МВт, ВЛ Чирюртские ГЭС – Акташ, переток по которой достигал 60,3 МВт, что для проводов АС-150, которым выполнены эти ВЛ, в 2 раза превышает нормируемую плотность тока.

- ВЛ Акташ – Куруш – Сулевкент – Бабаюрт, переток по которой на головном участке достигал 46,5 МВт, что для проводов АС-95 в 2,5 раза превышает нормируемую плотность тока.

В период до 2016 года предусматривается строительство следующих объектов электрической сети 110 кВ:

- ПС 110/35/10 кВ Дружба 2х16 МВА с ВЛ 110 кВ Акташ – Дружба и заходами ВЛ 35 кВ (для снижения нагрузки на сеть 35 кВ, повышения надежности и качества электроснабжения потребителей прилегающего района) ;

- ПС 110/10 кВ Хасавюрт 2х16 МВА с заходами от ВЛ 110 кВ Акташ – Ярыксу.

Для повышения надежности электроснабжения подстанций 35 кВ предусматривается в 2013-2014 годах реконструкция и перевод на напряжение 110 кВ ПС 35 кВ Татаюрт (установка одного трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА) с подключением ее отпайкой от ВЛ 110 кВ Бабаюрт – Львовская и с дальнейшим переводом на 110 кВ ВЛ 35 кВ Бабаюрт – Татаюрт.

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 с увеличением сечения проводов (ВЛ 110 кВ Акташ – Куруш – Сулевкент – Бабаюрт с заменой провода на АС-150, ВЛ 110 кВ Чирюртские ГЭС – Кизилюртовская – Ярыксу замена АС-120 на АС-185). В рамках перевода на напряжение 110 кВ ПС 35/10 кВ Татаюрт в 2013 г. планируется реконструкция ВЛ 110 кВ №168 Бабаюрт – Львовская с заходом на ПС Татаюрт.

В объемах реконструкции и техперевооружения подстанций 110 кВ предусматривается замена трансформаторов в соответствии с ростом нагрузки (ПС 110 кВ Ярыксу, Акташ, Бабаюрт, Чиркей ГПП, ЗФС), коммутационного оборудования, выработавшего свой ресурс (замена устаревших выключателей 110 кВ, 35 кВ на современные элегазовые, замена ОД и КЗ на выключатели, замена КРУ-10 (6) кВ). Часть объемов по реконструкции подстанций связана с их расширением – установка вторых трансформаторов, присоединение новых ВЛ, улучшение схемы подстанции (ПС 110 кВ Сулевкент, Кураш, Акташ).

Суммарный ввод трансформаторной мощности на ПС 110 кВ Северных электрических сетей в период до 2016 г. составит 244,2 МВА, в том числе 157,6 МВА на замену трансформаторов.

В период 2011-2016 годы в Северных электрических сетях не предусматривается строительство новых ПС 35 кВ. На 23 существующих ПС 35 кВ в объемах реконструкции и техперевооружения предусматривается замена трансформаторов с увеличением их установленной мощности (суммарный ввод трансформаторной мощности до 2016 г. составит 79,1 МВА), замена коммутационного оборудования (выключателей, отделителей, короткозамыкателей, разъединителей и др.) в РУ 35 кВ и КРУ-10 (6) кВ.

Перечень электросетевых объектов напряжением 35 и 110 кВ, предлагаемых для строительства, реконструкции и техперевооружения в 2010, 2011-2016 годах, приведен в Приложении Г.

1.3.5 Производственный участок Центральные электрические сети

Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше Центральных электрических сетей на 2009÷2016 годы приведена на чертеже 6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 лист 2, принципиальная схема электрических сетей – лист 3.

Производственный участок включает в себя электрические сети городов Махачкалы (административный центр Республики Дагестан), Каспийска, Буйнакска и Избербаша, а так же Кумторкалинского, Буйнакского, Карабудахкентского и Сергокалинского районов.

Электрические нагрузки в максимум зимнего режимного дня 2008 года составили 370,4 МВт, в режимный день 2009 года – 315,6 МВт. В период до 2016 г. прогнозируется рост нагрузки до 527 МВт.

Электроснабжение энергорайона осуществляется на напряжении 110 кВ от ПС 330 кВ Чирюрт и ПС 330 кВ Махачкала. Источниками электроснабжения на территории Центральных электрических сетей являются также Махачкалинская и Каспийская ТЭЦ.

После строительства и ввода ПС 330/110 кВ Артем г. Махачкала и прилегающие районы получат новый надежный источник питания сети 110 кВ, что создает благоприятные условия для дальнейшего развития электрических сетей в этих районах.

На территории Центральных электрических сетей предполагается наибольшее увеличение нагрузки потребителей, как за счет создания в Кумторкалинском районе промышленной зоны с нагрузкой до 100 МВт при полном ее развитии, так и за счет строительства жилых микрорайонов (многоэтажных и коттеджных), развития туристического и курортного комплекса и др.

В период до 2016 г. в «Схеме…» нагрузка промзоны в Кумторкалинском районе учитывается в размере 70 МВт. Электроснабжение потребителей промзоны рекомендуется обеспечивать от новой ПС 110/10 кВ Промзона с трансформаторами 2х63 МВА. Присоединение ПС Промзона предусматривается двумя ВЛ 110 кВ протяженностью около 10 км к ПС 330 кВ Артем.

Для повышения надежности электроснабжения и разгрузки сети 35 кВ предусматривается перевод на напряжение 110 кВ ПС 35 кВ Ленинкент, Тепличная и Карабудахкент.

В связи с высокой загрузкой ВЛ 110 кВ, отходящих от ПС 330 кВ Артем в направлении г. Махачкалы (в нормальной схеме до 36-51 МВт, при отключении ВЛ 330 кВ Артем – Махачкала – до 40-74 МВт, чертеж 6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 листы 29, 30), при переводе на 110 кВ ПС 35 кВ Ленинкент рекомендуется вместо перевода на 110 кВ ВЛ Шамхал – Ленинкент с проводом АС-120, АС-70 построить новую ВЛ 110 кВ Артем – Ленинкент – Тепличная – Махачкала-110 общей протяженностью около 32,5 км с подвеской провода АС-185(АС-240). К этой ВЛ 110 кВ присоединить ПС 110 кВ Ленинкент и Тепличная, что обеспечит надежное питание для подстанций и усиление связей ПС 330 кВ Артем с сетью 110 кВ г. Махачкалы.

Для электроснабжения строящегося жилого посёлка переселенцев намечается сооружение ПС 110 кВ Новолакстрой с двумя трансформаторами по 16 МВА. Присоединение ПС Новолакстрой рекомендуется осуществить заходом ВЛ 110 кВ Шамхал – ГПП. ОРУ 110 кВ подстанции при этом выполнить по схеме 110-5АН (мостик с выключателями в цепях трансформаторов). Принимая во внимание, что в районе размещения ПС 110 кВ Новолакстрой предусматривается перевод двух ПС 35 кВ (Ленинкент и Тепличная) на напряжение 110 кВ, установка на ПС Новолакстрой трехобмоточных трансформаторов с напряжением 35 кВ нецелесообразна. Схема присоединения ПС Новолакстрой к сети и устанавливаемая мощность трансформаторов должны уточняться при непосредственном пректировании ПС с учетом размещения площадки подстанции и расчетной нагрузки новых потребителей.

Для электроснабжения коттеджного поселка «Немецкая деревня», строительство которого планируется южнее г. Каспийска, предусматривается строительство ПС 110/6 кВ Курортная с трансформаторами 2х10 МВА. Присоединение ПС Курортная рекомендуется осуществить отпайками от ВЛ 110 кВ Манас тяговая – Изберг северн. и Махачкала-330 – Изберг северн. ОРУ 110 кВ подстанции выполнить по схеме 110-4Н (два блока с выключателями в цепях трансформаторов).

Для электроснабжения города-спутника «Лазурный Берег» на побережье Каспийского моря, в районе пос. Турали г. Махачкала планируется строительство ПС 110/10 кВ Лазурный Берег с трансформаторами 2х10 МВА (схема ОРУ 110 кВ - два блока с выключателями в цепях трансформаторов). Присоединение ПС Лазурный Берег рекомендуется осуществить отпайками от двух ВЛ 110 кВ Восточная – Каспийская ТЭЦ.

Для электроснабжения санаторно-курортного комплекса на побережье Каспийского моря в Дербентском районе, на инвестиционной площадке «Дарвагчай», предполагается строительство линий электропередачи с ПС 110/35/10 кВ «Мамедкала» и увеличением ее мощности до 16 МВА.

Для снижения нагрузки на ПС 110 кВ ГПП и Компас предусматривается строительство ПС 110/10 кВ Пригородная с трансформаторами 2х10 МВА. Присоединение ПС Пригородная рекомендуется осуществить заходом от ВЛ 110 кВ Компас – ГПП.

В период 2016-2021 годы при планируемом росте нагрузки в г. Махачкала может потребоваться строительство новых ПС 110 кВ, например ПС Красноармейская.

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

Реконструкция ВЛ 110 кВ в подавляющем большинстве случаев предполагает строительство новой ВЛ по той же трассе с увеличением сечения проводов (ВЛ 110 кВ Каспийская ТЭЦ – Восточная, Махачкала – Изберг северн., Чирюрт – Шамхал, Чирюрт – Шамхал тяговая Компас - ГПП).

В объемах реконструкции и техперевооружения подстанций 110 кВ предусматривается замена трансформаторов в соответствии с ростом нагрузки и их техническим состоянием (ПС 110 кВ Махачкала-110, Рассвет, ГПП, ЦПП, Изберг южн. и др.). Часть объемов по реконструкции подстанций связана с их расширением (присоединение новых ВЛ, улучшение схемы подстанции) и заменой коммутационного оборудования, выработавшего свой ресурс (замена устаревших выключателей 110 кВ, 35 кВ на современные элегазовые, замена ОД и КЗ на выключатели, замена КРУ-10 (6) кВ).

Суммарный ввод трансформаторной мощности на ПС 110 кВ Центральных электрических сетей в период до 2016 г. составит 470,9 МВА, в том числе 198,3 МВА на замену трансформаторов.

В период 2011-2016 годы в Центральных электрических сетях не предусматривается строительство новых ПС и ВЛ 35 кВ. На 15 существующих ПС 35 кВ в объемах реконструкции и техперевооружения предусматривается замена трансформаторов с увеличением их установленной мощности (суммарный ввод трансформаторной мощности до 2016 г. составит 10,5 МВА), замена коммутационного оборудования (выключателей, отделителей, короткозамыкателей, разъединителей и др.) в РУ 35 кВ и КРУ-10 (6) кВ.

Перечень электросетевых объектов напряжением 35 и 110 кВ, предлагаемых для строительства, реконструкции и техперевооружения в 2010, 2011-2016 годах приведен в Приложении Г.

2 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

2.1 Режимы работы электрических сетей напряжением 110 кВ и выше

Расчеты режимов работы сети 110-330 кВ Дагестанской энергосистемы для схемы рекомендуемой на 2016 год выполнялись с целью обоснования схемных решений, выбора параметров сети, определения условий регулирования напряжения и оценки влияния принимаемых решений на величину потерь электроэнергии в сети.

Расчеты выполнены исходя из следующих основных условий:

- расчетные нагрузки приняты для собственного максимума энергосистемы, прогнозируемого на 2016 год – 1225 МВт;

- расчетные реактивные нагрузки на шинах подстанций 110 кВ приняты исходя из фактических в последние годы, для новых подстанций - исходя из cos φ нагрузки 0,9;

- величины межсистемных перетоков мощности и их направления, а также уровни напряжения на шинах 330-500 кВ подстанций, увязаны с балансами мощности ОЭС Юга и расчетами режимов по основной сети ОЭС;

- рассматривалась параллельная работа ОЭС Юга с энергосистемой Азербайджана при планируемой передаче из ОЭС Юга в Азербайджан в максимум нагрузок до 300 МВт в 2011-2014 годах и до 500 МВт с 2015 году.

Потокораспределение в режиме зимних максимальных нагрузок Дагестанской энергосистемы 2016 года приведено на чертеже 6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 лист 13.

Анализ режимов работы сети 110-330 кВ для рекомендуемой схемы 2016 года показал, что в нормальной схеме загрузка ВЛ 110 и 330 кВ в основном находится в пределах нормируемой плотности тока. Нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ на подстанциях Чирюрт, Махачкала, Дербент и ПС Кизляр в нормальной схеме не превышает соответственно 47, 58, 62 и 46 % их установленной мощности, на Ирганайской ГЭС – 92 %. При отключении (выводе в ремонт) одного из автотрансформаторов нагрузка второго не превышает его номинальную мощность за исключением ПС Дербент, нагрузка оставшегося в работе АТ составляет 140 МВА или 112 % его номинальной мощности.

Таблица 2.1 - Загрузка автотрансформаторов на подстанциях 330/110 кВ в расчетном режиме зимнего максимума нагрузок 2016 г.

Установленная

Нагрузка автотрансформаторов

Наименование

мощность авто-

Нормальная схема

Отключен один АТ

подстанций

трансформаторов,

МВА

МВт+Мвар

МВА

МВт+Мвар

МВА

1. Чирюрт

2 х 200

177 + j18

178

129 + j7

129

2. Махачкала

2 х 200

232 + j96

251

175 + j87

195

3. Дербент

2 х 125

156 + j31

159

136 + j32

140

4. Ирганайская ГЭС

1 х 125

101 + j55

115

-

-

5. Кизляр

2 х 125

137 + j39

142

109 + j40

116

6. Артем

2 х 125

144 + j10

145

98 + j0

98

В послеаварийных режимах при отключении одной из ВЛ 330 кВ электроснабжение потребителей на территории Дагестанской энергосистемы обеспечивается без ограничений, параметры режима сети 110-330 кВ находятся в допустимых пределах. Напряжение в сети 110 кВ обеспечивается не ниже 111-112 кВ (чертеж 6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 листы 16÷22).

Анализ результатов расчетов показал, что в зимний период в ночные часы суток, когда в Дагестанской энергосистеме участие ГЭС в покрытии нагрузок минимально, в энергосистеме имеет место дефицит реактивной мощности, в связи с чем целесообразно для повышения пропускной способности связей ОЭС Юга с «Дагэнерго» отключать шунтирующие реакторы 330 кВ на ПС Чирюрт и на ПС Артем.

В режиме летних максимальных нагрузок (чертеж 6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 лист 33) перетоки мощности в сети 110-330 кВ ниже чем в зимний максимум, за исключением ВЛ 330 кВ Ирганайская ГЭС – Махачкала, высокая загрузка которой в летний максимум обусловлена выдачей полной мощности 400 МВт Ирганайской ГЭС.

2.2 Условия регулирования напряжения и размещение источников реактивной мощности

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

На подстанциях 110 кВ и выше в Дагестанской энергосистеме на 1.01.2009 г. установлено 138,2 Мвар КУ (СК и БСК), из них синхронный компенсатор 50 Мвар на ПС 330 кВ Дербент. Располагаемая мощность КУ составляет 88,08 Мвар, располагаемая мощность СК на ПС Дербент – 32 Мвар.

Для компенсации зарядной мощности ВЛ 330 кВ на ПС Чирюрт установлен шунтирующий реактор мощностью 165 Мвар. ШР используется только в летний период, его потребление на напряжении 330 кВ составляет 110-112 Мвар.

Таблица 2.2 – Установленная и располагаемая мощность компенсирующих устройств на подстанциях 110 кВ и выше Дагестанской энергосистемы на 1.01.2009 г.

Наименование

Номинальное

Тип

Установленная

Располагаемая

ПС

напряжение, кВ

КУ

мощность, Мвар

мощность, Мвар

330/110/10/6 кВ Дербент

10

СК

50

32

6

БСК

4х4,6

15,2

110/35/10 кВ Анцух

10

БСК

2х4,95

2х4,95

110/35/10 кВ Кизляр-2

10

БСК

2х5,3

8,2

110/35/10 кВ Кочубей

10

БСК

2х5,3

8,2

110/35/10 кВ Миарсо

10

БСК

2х4,95

2х4,95

Итого:

109,4

82,0

В 2009–2010 годах в соответствии с инвестиционной программой ОАО «Дагэнергосеть» предусмотрен ввод БСК 2х4,95 на ПС 110 кВ Леваши и Ахты. На ПС 110 кВ Новая установленные БСК в последние годы не используются в связи с их неудовлетворительным состоянием.

Напряжение в зимний режимный день 2007 года (19.12.07г. 18 час) обеспечивалось в сети 110 кВ – 100-119 кВ, в сети 330 кВ – 317-344 кВ. В режимный день 17.12.2008 г. напряжение в сети 110 кВ было существенно ниже, чем в 2007 г., и составляло 94-118 кВ. Наименьшие напряжения имели место:

- в Гергебильских электрических сетях (94-102 кВ) на ПС 110 кВ Анцух, Миарсо, Ботлих, Шамильское, при этом БСК на ПС Анцух в режимный день 17.12.2008 г. были отключены;

- в Затеречных электрических сетях (106-108 кВ) на ПС 110 кВ Кочубей, Кизляр-1, Кизляр-2, БСК на ПС Кочубей и Кизляр-2 в режимный день 17.12.2008 г. были отключены;

- в Дербентских электрических сетях (105-108 кВ) на ПС 110 кВ Ахты, Усухчай, Курах, Касумкент, Магарамкент.

В режимный день 16.12.2009 г. напряжение в сети 110 кВ были выше, чем в 2008 г., и составляло 104 – 119 кВ. Наименьшие напряжения были в Гергебильских электрических сетях 104 – 106 кВ и Дербентских сетях – 107 кВ.

Как видно из приведенных данных, в Дагестанской энергосистеме явно недостаточно компенсирующих устройств в электрических сетях Гергебильского, Дербентского и Затеречного ПУ.

Для рекомендуемой схемы электрической сети Дагестанской энергосистемы выполнены расчеты по оптимизации реактивной нагрузки на шинах подстанций 110 кВ. При выполнении оптимизационных расчетов в исходном режиме максимальных нагрузок 2016 г. как существующие рассматриваются все КУ в соответствии с их располагаемой мощностью на 01.01.2009 г., а также БСК на ПС Ахты и Леваши, установка которых предусмотривалась в 2009-2010 г. Синхронный компенсатор на ПС 330 кВ Дербент учитывался своей располагаемой мощностью 32 Мвар.

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

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

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

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

- на установку и текущую эксплуатацию компенсирующих устройств;

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

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

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

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

При таком подходе значение заданного удельного прироста потерь определено с учётом срока окупаемости устанавливаемых КУ, который соответствует принятому в расчётах коэффициенту эффективности капитальных вложений. Другими словами оптимизационный расчёт прекращается, когда срок окупаемости «последнего» устанавливаемого 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.

2.2.2 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 2010 год с учетом НДС.

Таблица 2.3 - Технико-экономические параметры оптимизации реактивной мощности в электрической сети

Наименование технико-экономических

Обозначение,

Значение

параметров оптимизации

размерность

параметров

1. Удельная стоимость установки источников

Ско,

реактивной мощности (БСК) напряжением 6-10 кВ

руб/квар

800

2. Отчисления на амортизацию и

Ккаро, от

обслуживание КУ

стоимости КУ

0,050

3. Удельная стоимость установленной

Сро,

мощности на электростанциях

руб/кВт

0

4. Коэффициент эффективности

капитальных вложений

Кн

0,100

5. Стоимость потерь электроэнергии

B2

руб/кВт.ч

0,85

6. Годовое время использования максимума

Τр

реактивной мощности

Час

6200

7. Удельные потери активной мощности в

 Рку,

новых компенсирующих устройствах

кВт/квар

0,0030

8. Удельные потери активной мощности в

Рсущ

существующих источниках реактивной

кВт/кВар

0,0100

мощности

Примечание: Стоимостные показатели приведены в ценах на 1.01.2010 года.

2.2.3 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 tgφ нагрузки для подстанций, где размещаются дополнительные КУ при оптимизации.

Анализ результатов выполненных расчетов показал, что в рекомендуемой схеме для расчетного уровня нагрузок энергосистемы 2016 г. в сети 110 кВ ОАО «Дагэнергосеть» требуется дополнительная компенсация реактивной нагрузки общей величиной 79,65 Мвар.

Таблица 2.4 - Результаты расчета по оптимизации реактивной мощности на подстанциях 110кВ

Максимальная

Расчётная мощность

Оптималь-

Наименование

нагрузка

КУ, Мвар

ный tgφ

подстанций,

P,

Q,

Действу-

Дополни-

на шинах

узлов

МВт

Мвар

ющих

тельных

ПС

Дагэнерго

Компас

23,40

9,40

0,34

0,387

Сергокала

9,70

3,70

1,88

0,187

Махачкала-110

25,10

11,10

0,54

0,421

ГПП

45,90

18,50

4,18

0,312

ЦПП

33,70

13,90

13,02

0,026

Приозерная

20,40

8,00

5,44

0,125

Ю.-Восточн.(Т-1)

8,80

3,00

0,72

0,259

Изберг Сев.

22,30

8,80

3,07

0,257

Акуша

13,50

5,30

2,87

0,180

Бабаюрт

6,70

2,70

1,89

0,122

Львовская

6,00

2,40

1,87

0,089

Ярыксу

25,30

10,00

17,31

-0,289

Кизляр-I

17,30

7,60

2,16

0,314

Александрия

7,40

3,50

2,53

0,131

Терекли Мектеб

5,90

2,40

0,72

0,286

Дзержинская

1,20

0,60

0,04

0,469

Дружба

10,90

5,30

4,67

0,058

Пригородная

10,00

4,80

4,74

0,006

Карабудахкент

10,20

4,70

4,07

0,062

Хасавюрт

12,50

6,10

3,30

0,224

Татаюрт

6,00

2,90

1,85

0,175

Уркута

4,70

2,30

0,71

0,338

Кумух

5,90

2,80

1,16

0,279

Вачи

3,70

1,80

1,53

0,074

Цуриб

5,00

2,40

1,22

0,236

Наци

0,50

0,20

0,04

0,322

В таблице 2.4 приведены результаты оптимизационных расчетов, где даны расчетные величины мощности КУ и tgφ, определенные на шинах 6, 10 кВ подстанций 110 кВ. В таком виде результаты расчетов могут быть использованы при разработке заданий потребителям по оптимальной величине tgφ 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 2.5 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 79,65 Мвар, что обеспечит снижение потерь мощности в оптимизируемой сети в максимум нагрузок энергосистемы 2016 года на 1,6 МВт и потерь электроэнергии на 9,96 млн. кВт.ч в год, в том числе в сети 110 кВ соответственно на 1,339 МВт и на 8,3 млн. кВт.ч в год.

Таблица 2.5 - Распределение потерь мощности и энергии в электрических сетях

Дагестанской 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

1244,733

1241,487

3,220

100,0

16,968

в т.ч. в оптимизируемой* сети:

62,152

60,547

1,606

49,9

8,461

в сети 330 кВ

29,453

29,187

0,266

8,3

1,401

в сети 110 кВ

32,699

31,360

1,339

41,6

7,060

*) – оптимизируемая сеть – сеть 110кВ ОАО «Дагэнергосеть» и сеть 330 кВ ФСК «ЕЭС» на территории Дагестанской энергосистемы.

Результаты расчета второго этапа оптимизации потребления реактивной мощности приведены в таблице 2.6. 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 2.6 - Рекомендуемые к установке компенсирующие устройства в результате оптимизации реактивной мощности в сети Дагестанской 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 эксплуа-тацию КУ

1

2

3

4

5

6

7

8

ОАО «Дагэнергосеть»

Сергокала

2,25

1800

50

90

505

365

4,93

ГПП

4,95

3960

111

198

1020

712

5,57

ЦПП

13,05

10440

292

522

2741

1928

5,42

Приозерная

5,85

4680

131

234

1208

843

5,55

Изберг Сев.

3,15

2520

70

126

661

465

5,42

Акуша

3,15

2520

70

126

751

555

4,54

Бабаюрт

2,25

1800

50

90

485

345

5,22

Львовская

2,25

1800

50

90

522

382

4,71

Ярыксу

17,55

14040

392

702

3600

2506

5,60

Кизляр-I

2,25

1800

50

90

448

308

5,84

Александрия

2,25

1800

50

90

473

332

5,42

Дружба

4,05

3240

90

162

903

651

4,98

Пригородная

4,95

3960

111

198

1069

760

5,21

Карабудахкент

4,05

3240

90

162

894

642

5,05

Хасавюрт

3,15

2520

70

126

642

446

5,65

Татаюрт

2,25

1800

50

90

506

366

4,92

Вачи

2,25

1800

50

90

538

398

4,53

Итого:

79,65

63720

1779

3186

16968

12003

На основании данных таблицы 2.6 выполнен предварительный выбор количества и мощности новых компенсирующих устройств (БСК), которые рекомендуются к установке на подстанциях в сети 110 кВ Дагестанской энергосистемы. Практически во всех случаях БСК рекомендуется установить на подстанциях, которые определились в результате расчетов по оптимизации реактивной мощности. Принимая во внимание то обстоятельство, что в существующей схеме на ПС 110 кВ Новая были установлены БСК 2х4,6 Мвар, которые из-за неудовлетворительного состояния не используются, целесообразно вместо установки КУ в соответствии с расчетом на ПС 110 кВ ГПП установить (заменить) БСК на ПС Новая.

Перечень компенсирующих устройств на ПС 110 кВ в электрической сети ОАО «Дагэнергосеть» существующих и рекомендуемых для установки в 2010, 2011-2016 годы приведен в таблице 2.7.

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 Дагестанской энергосистемы, существенно 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 114-119 кВ.

Схемы потокораспределения и уровни напряжения в сети для режима зимних максимальных нагрузок без увеличения мощности компенсирующих устройств в 2010, 2011-2016 годах и при установке КУ в соответствии с результатами оптимизации реактивной мощности приведены на чертеже 6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 листы 13 и 14).

Таблица 2.7 - Перечень компенсирующих устройств существующих и рекомендуемых для установки в электрических сетях Дагестанской энергосистемы в 2010, 2011-2016 годы

КУ, установленные

Ввод мощности

Стоимость

Наименование

на 1.01.2009г.,

новых КУв 2009-,

установки

подстанций

Мвар

2016 годы, шт/Мвар

новых КУ, тыс. руб.

Qуст.

Qрасп.

Qуст.

Qрасч.

Центральные электрические сети

ПС 110/35/10кВ Сергокала

2,25

2,25

1800

ПС 110/10/6 кВ ЦПП

2х3,15

2х3,15

5040

2х2,025

2х2,025

3240

ПС 110/35/6 кВ Приозерная

2х2,025

2х2,025

3240

ПС 110/35/10кВ Изберг Северная

2,25

2,25

1800

ПС 110/10кВ Пригородная

1,8+3,15

1,8+3,15

3960

ПС 110/35/10кВ Карабудахкент

2х2,025

2х2,025

3240

ПС 110/35/10 кВ Новая

2х4,6

-

2х2,25

2х2,25

3600

Итого по ЦЭС:

9,2

32,4

32,4

25920

Затеречные электрические сети

ПС 110/35/10кВ Кизляр-2

2 х 5,3

8,24

ПС 110/35/10кВ Кочубей

2 х 5,3

8,24

ПС 110/35/10кВ Кизляр 1

2х3,15

2х3,15

5040

ПС 110/35/10кВ Александрия

2,25

2,25

1800

Итого по Затеречным эл. сетям

21,2

16,48

8,55

8,55

6840

Северные электрические сети

ПС 110/35/10кВ Львовская

2,25

2,25

1800

ПС 110/35/10кВ Ярык Су

2х3,15

2,х3,15

5040

2х2,025

2х2,025

3240

ПС 110/35/10кВ Дружба

2х2,025

2х2,025

3240

ПС 110/10кВ Татаюрт

2,25

2,25

1800

Итого по Северным эл. сетям

18,9

18,9

15120

Гергебильские электрические сети

ПС 110/35/10кВ Анцух

2х4,95

2х4,95

ПС 110/10 кВ Леваши

2х4,95

2х4,95

8200

ПС 110/35/10кВ Миарсо

2х4,95

2х4,95

ПС 110/35/10кВ Акуша

3,15

3,15

2520

ПС 110/35/10кВ Вачи

2,25

2,25

1800

Итого по Гергебильск. эл. сетям

19,8

19,8

15,3

15,3

12520

Дербентские электрические сети

ПС 110/35/10кВ Ахты

-

-

2х4,95

2х4,95

8200

Итого по Дербентским эл. сетям

-

-

9,9

9,9

8200

Всего по «Дагэнерго»:

50,2

36,28

85,05

85,05

68600

МЭС Юга

ПС 330 кВ Дербент СК (замена на СТК)

50

32

СТК ±50

±50

БСК

4х4,6

15,2

ПС 330/110 Артем БСК

-

-

2х52

2х46

Итого по ПС МЭС Юга

68,4

47,2

154

142

Примечание: Стоимостные показатели приведены в ценах на 2010 год.

Исходя из состава и мощности компенсирующих устройств, заданных в режиме максимальных нагрузок (ШР на ПС Чирюрт и Артем отключены, БСК-110 кВ 2х52 Мвар на ПС Артем включены, включены все БСК на ПС 110 кВ), для того, чтобы обеспечить в режиме зимних минимальных нагрузок напряжение в сети в допустимых пределах, необходимо при замене на ПС 330 кВ Дербент синхронного компенсатора на СТК предусмотреть для СТК режим потребления реактивной мощности не менее 40 Мвар. При этом напряжение в сети 330 кВ не будет превышать 350 кВ, в сети 110 кВ будет обеспечиваться в пределах 117-121 кВ (чертеж 6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 лист 32).

Кроме того, для обеспечения более широких возможностей для регулирования напряжения в режимах минимальных нагрузок целесообразно новые БСК, устанавливаемые на ПС 110 кВ Кизляр-1, Дружба, Ярыксу, Новая, ЦПП, Приозерная предусмотреть регулируемыми.

В летний период для снижения напряжения в сети 330 кВ при минимальных нагрузках энергосистемы до допустимых величин (не выше 354 кВ – 0,95 наибольшего рабочего напряжения) необходимо включение шунтирующих реакторов на ПС 330 кВ Чирюрт и Артем и отключение БСК-110 кВ на ПС Артем, а также 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 Дагестанской энергосистемы напряжение в летний максимум составит 343-348 кВ, в минимум нагрузки – 347-351 кВ (чертеж 6963-ЭЭС-ГМ-009-09СРЭ2 листы 33 и 34).

В таблице 2.8 приведена оценка величины снижения потерь электроэнергии в сети 110-330 кВ Дагестанской энергосистемы при вводе электросетевых объектов, обеспечивающих основное влияние на величину потерь электроэнергии.

Таблица 2.8 - Снижение потерь электроэнергии в сети 110-330 кВ Дагестанской энергосистемы при вводе отдельных электросетевых объектов

Величина снижения

Наименование

потерь электроэнергии,

электросетевых объектов

млн. кВт. ч / год

Всего

В сети 110 кВ

В сети 330 кВ

1. ПС 330/110 кВ Кизляр

На 18

17,25

0,75

2. ПС 330/110 кВ Артем

35,0

18,8

16,2

3. ВЛ 110 кВ Ирганай ГПП – Тлох

7,0

7,0

-

4. ВЛ 110 кВ Артем – Ленинкент – Тепличная –

Махачкала-110

3,9

3,4

0,5

5. ВЛ 110 кВ Тлох – Ботлих

1,61

1,61

-

6. ВЛ 110 кВ Ботлих – Агвали

0,52

0,52

-

Новые компенсирующие устройства

суммарной мощностью 79,65 Мвар

9,96

8,3

1,66

Итого:

75,99

56,88

19,11

Как видно из приведенных в таблице 2.8 данных, ввод электросетевых объектов в Дагестанской энергосистеме из числа рекомендуемых «Схемой…» для строительства в период до 2016 г. в сети 110-330 кВ на величину около 76 млн. кВт.ч в год, из них в сети 110 кВ – на 56,88 млн. кВт.ч.

Ввод ПС 330 кВ Артем и Кизляр обеспечивает снижение потерь электроэнергии соответственно на 35 млн. кВт.ч (из них около 19 млн. кВт.ч в сети 110 кВ) и на 18 млн. кВт.ч. (из них 17,25 млн. кВт.ч в сети 110 кВ).

2.3. Оценка уровня токов к. з. при рекомендуемом развитииэлектрической сети Дагестанской энергосистемы в период до 2016-2021 годы

Расчеты токов к. з. выполнены для схемы сети 110-330 кВ Дагестанской энергосистемы, учитывающей развитие до 2021 года.

Целью выполненных расчетов является оценка перспективных уровней токов к. з., которые будут использоваться при проектировании строительства новых и реконструкции действующих электросетевых объектов для выбора оборудования распределительных устройств напряжением 110 кВ и выше, а также с целью выявления выключателей в действующих установках напряжением 110 кВ с несоответствующими параметрами по отключающей способности перспективному уровню токов короткого замыкания (к.з.).

Схема замещения электрической сети Дагестанской энергосистемы напряжением 110 кВ и выше для расчёта токов к.з. приведена в Приложении Д, результаты расчета – в Приложении В.

Как показали выполненные расчеты, токи однофазных к. з. в подавляющем большинстве случаев не превышают трехфазных. Исключение составляют шины 110 кВ подстанций ГПП, Восточная, Новая, Кизляр-2 и Ботлих, где токи однофазного к. з. (3Iо) превышают ток трехфазного к. з.

Наибольшие токи к. з. в сети 110 кВ 14,2÷17,3 кА имеют место на подстанциях ГКС, ЗФС, ГПП, Восточная, Акташ, Чиркей ГПП, Новая.

На действующих подстанциях 110 кВ Дагестанской энергосистемы в ОРУ 110 кВ отключающая способность установленных выключателей соответствует перспективным уровням токов к. з. (см. таблицы 2.9÷2.13).

На действующих подстанциях 330 кВ Дагестанской энергосистемы в ОРУ 330 кВ и 110 кВ отключающая способность установленных выключателей соответствует перспективным уровням токов к. з. (см. таблицы 2.14), за исключение выключателей установленных в ОРУ 110 кВ ПС 330 кВ Чирюрт с отключающей способностью 27,5 кА и 31,5 кА, что недостаточно для отключения расчетного тока однофазного к. з. равного 31,9 кА. Согласно ИП ОАО «ФСК ЕЭС» замена выключателей в ОРУ 110 кВ ПС Чирюрт намечана на 2011–2013 годы при выполнении реконструкции данной подстанции.

Таблица 2.9 - Оценка соответствия отключающей способности выключателей, установленных в РУ 110 кВ подстанций Гергебильского ПУ перспективным токам к.з. с учетом развития электрических сетей в период до 2016-2021 годов

Наименования

Напря -жение

Установлены

выключатели

Расчётный ток к.з., кА

Примеча-

подстанций

РУ,

Количество

Ток отклю-

3-х

одно-

ния

кВ

и тип

чения, кА

фазного

фазного

Аргвани

110

1 х ВМТ-110

25

5,7

4,0

Акуша

110

2 х ВМТ-110

25

3,1

2,7

Анцух

110

2 х ВМТ-110

40

2,9

2,8

Ботлих

110

2 х ВМТ-110

25

12,8

13,8

1 х ВГТ-110

40

1 х ВМТ-110

40

Гергебиль

110

3 х ВМТ-110

25

8,4

8,4

1 х ВГТ-110

40

1 х ММО-110

25

Гуниб

110

2 х ВГТ-110

40

6,0

5,6

Гидатль

110

1 х ВМТ-110

25

3,7

3,3

Заиб

110

1 х ВМТ-110

25

5,6

4,9

Ирганай ГПП

110

6 х ВМТ-110

25

12,6

12,2

Карадах

110

1 х ВМТ-110

25

6,9

6,2

Леваши

110

5 х ВМТ-110

25

4,9

4,4

Миарсо

110

2 х ВГТ-110

40

8,0

7,2

Тлох

110

1 х ММО-110

25

12,0

9,0

1 х ВМТ-110

25

Тлайлух

110

1 х ММО-110

25

7,9

6,1

1 х ВМТ-110

40

Хунзах

110

2 х ВМТ-110

25

7,9

7,3

1 х ММО-110

25

Цудахар

110

3 х ВМТ-110

25

5,9

5,4

Шамильское

110

3 х ВМТ-110

25

4,3

3,8

Таблица 2.10 - Оценка соответствия отключающей способности выключателей, установленных в РУ 110 кВ подстанций Дербентского ПУ перспективным токам к.з. с учетом развития электрических сетей в период до 2016-2021 годов

Наименование

Напря- жение

Установлены

выключатели

Расчётный ток

к.з. , кА

Примеча-

подстанций

РУ,

Количество

Ток отклю-

3-х

одно-

ния

кВ

и тип

чения, кА

фазного

фазного

Араблинка

110

2 х ВМТ-110

25

7,6

5,5

Ахты

110

1 х ММО-110

31,5

2,2

2,2

Дербент Западная

110

2 х ВМТ-110

25

6,8

5,2

Касумкент

110

1хМКП-110М

20

3,8

3,5

1 х ВМТ-110

25

Курах

110

1 х ВМТ-110

25

2,3

2,2

Капир

110

1 х ВМТ-110

25

2,7

2,4

Кайтаг

110

2 х ВМТ-110

25

2,5

2,3

Мамедкала

110

2 х ММО-110

31,5

5,3

3,3

1 х ВМТ-110

25

Магарамкент

110

2хМКП-110М

20

3,6

3,4

Морская

110

1 х ВМТ-110

25

3,9

3,4

Родниковая

110

1 х ВМТ-110

25

2,9

2,5

Самур

110

2 х ВМТ-110

25

5,4

3,7

Тагиркент

110

2 х ММО-110

31,5

4,6

4,0

1 х ВМТ-110

25

Усухчай

110

1 х ВМТ-110

25

2,3

2,2

Таблица 2.11 - Оценка соответствия отключающей способности выключателей, установленных в РУ 110 кВ подстанций Затеречного ПУ перспективным токам к. з. с учетом развития электрических сетей в период до 2016-2021 годов

Наименование

Напря- жение

Установлены

выключатели

Расчётный ток

к.з., кА

Примеча-

подстанций

РУ,

Количество

Ток отклю-

3-х

одно-

ния

кВ

и тип

чения, кА

фазного

фазного

Арсланбек

110

1 х ВМТ-110Б

20

2,8

2,2

Джигильта

110

1 х ВМТ-110Б

20

5,7

4,3

Кизляр-1

110

4 х ММО-110

20

8,9

8,5

Кизляр-2

110

9 х МКП-110Б

20

9,7

10

Коминтерн

110

1 х ММО-110

20

3,6

2,7

Калиновка

110

1 х ММО-110

20

5,1

4,0

Кочубей

110

5 х ММО-110

20

5,1

4,1

Тарумовка

110

3 х ММО-110

20

4,3

3,6

3 х МКП-110Б

20

Таловка

110

1 х ММО-110

20

3,7

2,6

Терекли-Мектеб

110

1 х ВМТ-110Б

20

1,6

1,3

Южно-Сухокумск

110

2 х ВМТ-110Б

25

3,6

2,9

Таблица 2.12 - Оценка соответствия отключающей способности выключателей, установленных в РУ 110 кВ подстанций Центрального ПУ перспективным токам к.з. с учетом развития электрических сетей в период до 2016-2021 годов

Наименование

Напря- жение РУ,

кВ

Установлены

выключатели

Расчётный ток

к.з. , кА

Примеча-

подстанций

Количество

Ток отклю-

3-х

одно-

ния

и тип

чения, кА

фазного

фазного

Буйнакск 1

110

7 х ММО-110

20

10,1

7,9

Буйнакск 2

110

7 х ММО-110

20

11,1

9,1

Восточная

110

12 х ВМТ-110

25

15,4

16,1

ГКС

110

2 х ММО-110

20

17,3

13,4

ГПП

110

11 х МКП-110

20

16,1

17,2

ЗТМ

110

3 х ВМТ-110

25

12,9

11,9

Изберг Северный

110

7 х МКП-110

20

9,4

7,9

1 х ВМТ-110

25

Изберг Южный

110

3 х МГ-110

13,2

7,4

5,3

Компас

110

2 х ВМТ-110

25

11,3

10

1 х МКП-110

20

НС-2

110

1 х ММО-110

20

9,4

6,6

Н. Чиркей

110

1 х ММО-110

20

9,0

6,5

Новая

110

4 х ММО-110

20

14,1

14,2

Махачкала 110

110

2 х ММО-110

20

11,8

11,4

1 х МКП-110

20

Очистн. сооружения

110

2 х ММО-110

20

11,5

9,4

Приморская

110

1 х ВМТ-110

20

9,9

7,7

Приозёрная

110

2 х ВМТ-110

25

8,5

6,2

Рассвет

110

2 х ВМТ-110

25

8,3

6,0

Сергокала

110

2 х ВМТ-110

25

4,6

3,5

1 х ММО-110

20

ЦПП

110

3 х ММО-110

20

13,4

13,3

Шамхал

110

2 х ММО-110

25

9,2

7,1

1 х МКП-110

20

Таблица 2.13 - Оценка соответствия отключающей способности выключателей, установленных в РУ 110 кВ подстанций Северного ПУ перспективным токам к.з. с учетом развития электрических сетей в период до 2016-2021 годов

Наименование

Напря- жение

Установлены

выключатели

Расчётный ток

к.з., кА

Приме-

подстанций

РУ,

Количество

Ток отклю-

3-х

одно-

чания

кВ

и тип

чения, кА

фазного

фазного

Акташ

110

9 х МКП-110

20

14,7

13,9

1 х ВМТ-110

25

Бабаюрт

110

1 х ММО-110

20

7,7

6,7

6 х ВМТ-110

25

Дылым

110

1 х ММО-110

20

6,3

4,6

1 х ВМТ-110

25

ЗФС

110

2хВМТ-110Б

25

17,3

13,8

Кизилюрт (ГЩЗ)

110

3 х ВМТ-110

25

14,3

11,2

Миатлы

110

9 х МКП-110

20

12,6

9,8

2 х ВМТ-110

25

Сулак

110

5 х ВМТ-110

25

12,8

10,9

Сулевкент

110

1 х ММО-110

20

5,6

4,3

Чиркей ГПП

110

7 х МКП-110

20

14,4

11,6

1 х МКП-110

16

5 х МКП-110

20

Ярык-Су

110

1 х ВМТ-110

40

14,0

12,4

1 х ВМТ-110

25

Таблица 2.14 - Оценка соответствия отключающей способности выключателей, установленных на подстанциях 330 кВ Чеченской энергосистемы, перспективным токам к.з. с учетом развития электрических сетей в период до 2016-2021 годов

Наименование

Напря- жение

Установлены

выключатели

Расчётный ток

к.з., кА

Приме-

подстанций

РУ,

кВ

Количество
и тип

Ток отключения, кА

3-х фазного

одно- фазного

чания

Чирюрт-330

330

5 х ВВ-330

20

18,4

19,2

1 х ВГГ-330

40

3 х ВГУ-330

40

3 х ВГУГ-330

40

110

2 х ВВБ-110

31,5

28,3

31,9

3 х ВВН-110

31,5

6 х ВВН-110

27,5

2 х ВВБ-110

27,5

1 х ВГТ-110

40

Махачкала

330

6 х ВВ-330Б

26,2

11,8

10,8

110

13 х ВВБ-110

31,5

19,5

22,2

Дербент

330

4 х ВВ-330Б

26,2

9,2

7,5

110

4 х ВМТ-110

25

13,0

14,8

10хММО-110

20

Ирганайская ГЭС

330

ВГУ-330

40

11,9

12,4

ВГУ-330Б

40

110

ВГУ-110

40

12,1

12,3

3 ОБЪЕМЫ СТРОИТЕЛЬСТВА И РЕКОНСТРУКЦИИ ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫХ ОБЪЕКТОВ В ПЕРИОД ДО 2016 года  И ОЦЕНКА НЕОБХОДИМЫХ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ.

В объёмы электросетевого строительства включены вновь сооружаемые, расширяемые и реконструируемые объекты напряжением 110 кВ, а также
объекты, на которых выполняется техническое перевооружение в соответствии с разработанной схемой.

Оценка необходимых капиталовложений для реализации намеченного «Схемой…» электросетевого строительства выполнена по «Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей» ЭСП, Москва, 2007г. и приведена в ценах на 2010 г.

Показатели стоимости подстанций учитывают установку в ОРУ 35 и
110 кВ элегазовых выключателей.

Поименные объемы строительства, реконструкции (техперевооружения) по каждому из объектов напряжением 35 и 110 кВ, в период 2010, 2011-2016 годы в границах производственных участков ОАО «Дагэнергосеть» приведены в Приложении Г. В Приложение Г также, приведены объемы строительства и реконструкции по объектам напряжения 330 кВ на территории Республики Дагестан, в период 2010, 2011–2016 годы (объекты ОАО «ФСК ЕЭС»).

Ниже в таблице 3.1 приведены сводные показатели электросетевого строительства в ОАО «Дагэнергосеть» по годам в период 2010-2016 годы по производственным участкам электрических сетей с выделением объемов реконструкции и технического перевооружения.

Анализ показателей электросетевого строительства в ОАО «Дагэнергосеть», намеченного на 2010, 2011-2016 годы показал, что 60,5 % всех необходимых инвестиций в Дагестанской энергосистеме - это затраты необходимые на реконструкцию и техперевооружение линий электропередач и подстанций 35 кВ и 110 кВ. На новое строительство объектов 35-110 кВ потребуется 8816,1 млн. руб. или 39,5 %.

До 2016 года намечено построить 304 км новых ВЛ 35 и 110 кВ и 29 новых подстанций 35 и 110 кВ, на которых предусматривается ввод 546,4 МВА трансформаторной мощности.

Реконструкцию и техническое перевооружение предусматривается выполнить для 371,7 км действующих ВЛ 35 и 110 кВ. На 145 подстанции 35 и 110 кВ предусматривается реконструкция и техническое перевооружение с заменой трансформаторов и коммутационного оборудования.

Таблица 3.1 Сводные показатели электросетевого строительства объектов 35 и 110 кВ (включая техническое перевооружение) и

потребность в инвестициях в период 2010, 2011-2016 годы по производственным участкам электрических сетей ОАО «Дагэнергосеть» Цены приведены на 2010 г

Электросетевые объекты

Всего ввод км, МВА

Всего инвести

ций, млн. руб

в том числе по годам

Ввод км, МВА

Инвес

тиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвес

тиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвес

тиц., млн.

руб.

Ввод км, МВА

Инвес

тиц.,

млн.

руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвес

тиц., млн. руб.

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Центральный ПУ

1. Новые вводы, всего

2673,3

463,3

1201,5

698,2

292,3

ВЛ 110-35 кВ

45,0

425,7

10,0

137,6

35,0

288,1

ПС 110-35 кВ

272,6

2247,6

126,0

325,7

76,6

913,4

50,0

698,2

20,0

292,3

2. Реконструкция и техниче-

ское перевооружение, всего

4094,7

228,8

182,2

62,8

415,4

1564,1

1641,4

ВЛ 110-35 кВ

134,2

1050,6

24,20

191,7

23,0

182,20

6,0

35,0

81,00

641,70

ПС 110-35 кВ

208,8

3044,1

37,1

16,0

27,8

6,3

415,4

22,5

922,4

164,0

1641,4

3. Всего инвестиций по ВЛ и ПС 110 и 35 кВ

6768

0

228,8

645,5

62,8

1616,9

2262,3

1933,7

Затеречный ПУ

1. Новые вводы, всего

124,6

124,6

ВЛ 110-35 кВ

16,4

124,6

16,4

124,6

ПС 110-35 кВ

2. Реконструкция и техниче-

ское перевооружение, всего

2052,1

848,5

326,7

876,9

ВЛ 110-35 кВ

ПС 110-35 кВ

172,5

2052,1

74,1

848,5

48,2

326,7

50,2

876,9

3. Всего инвестиций по ВЛ и ПС 110 и 35 кВ

2176,7

0

0

0

0

848,5

451,3

876,9

Таблица 3.1 Сводные показатели электросетевого строительства объектов 35 и 110 кВ (включая техническое перевооружение) и

потребность в инвестициях в период 2010, 2011-2016 годы по производственным участкам электрических сетей ОАО «Дагэнергосеть» Цены приведены на 2010 г

Электросетевые объекты

Всего ввод км, МВА

Всего инвести

ций, млн. руб

в том числе по годам

Ввод км, МВА

Инвес

тиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвес

тиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвес

тиц., млн.

руб.

Ввод км, МВА

Инвес

тиц.,

млн.

руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвес

тиц., млн. руб.

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Центральный ПУ

1. Новые вводы, всего

2673,3

463,3

1201,5

698,2

292,3

ВЛ 110-35 кВ

45,0

425,7

10,0

137,6

35,0

288,1

ПС 110-35 кВ

272,6

2247,6

126,0

325,7

76,6

913,4

50,0

698,2

20,0

292,3

2. Реконструкция и техниче-

ское перевооружение, всего

4094,7

228,8

182,2

62,8

415,4

1564,1

1641,4

ВЛ 110-35 кВ

134,2

1050,6

24,20

191,7

23,0

182,20

6,0

35,0

81,00

641,70

ПС 110-35 кВ

208,8

3044,1

37,1

16,0

27,8

6,3

415,4

22,5

922,4

164,0

1641,4

3. Всего инвестиций по ВЛ и ПС 110 и 35 кВ

6768

0

228,8

645,5

62,8

1616,9

2262,3

1933,7

Затеречный ПУ

1. Новые вводы, всего

124,6

124,6

ВЛ 110-35 кВ

16,4

124,6

16,4

124,6

ПС 110-35 кВ

2. Реконструкция и техниче-

ское перевооружение, всего

2052,1

848,5

326,7

876,9

ВЛ 110-35 кВ

ПС 110-35 кВ

172,5

2052,1

74,1

848,5

48,2

326,7

50,2

876,9

3. Всего инвестиций по ВЛ и ПС 110 и 35 кВ

2176,7

0

0

0

0

848,5

451,3

876,9

Продолжение таблицы 3.1

Электросетевые объекты

Всего ввод км, МВА

Всего инвестиций, млн. руб

в том числе по годам

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Дербентский ПУ

1. Новые вводы, всего

999,1

26,1

433,6

176,7

362,7

ВЛ 110-35 кВ

88,5

600,0

36,5

258,8

22,0

128,5

30,0

212,7

ПС 110-35 кВ

20,1

399,1

5,0

26,1

6,3

174,8

2,5

48,2

6,3

150,0

2. Реконструкция и техниче-

ское перевооружение, всего

2223,6

306,2

120,5

844,9

873,2

78,8

ВЛ 110 и 35 кВ

26,3

186,1

17,0

120,5

9,3

65,6

ПС 110-35 кВ

248,5

2037,5

52,0

306,2

108,0

779,3

80,5

873,2

8,0

78,8

3. Всего инвестиций по ВЛ и ПС 110 и 35 кВ

3222,7

0

306,2

146,6

0

1278,3

1049,9

441,5

ОАО «Дагэнергосеть»

1. Новые вводы, всего

8747,5

0

728,6

1266,6

1604

2055,5

1590,3

1484,5

ВЛ 110-35 кВ

304

2261,8

31,1

287,2

23

169,8

112,5

837,6

82,4

608,5

55

358,7

ПС 110-35 кВ

546,4

6485,7

46,3

728,6

181,8

979,4

116,3

1434,2

89,2

1217,9

72,5

981,8

40,3

1125,8

2. Реконструкция и техниче-

ское перевооружение, всего

13512,5

65,4

1640,2

794,5

1185,7

3326,1

3521,5

2979,1

ВЛ 110 и 35 кВ

371,7

2685,3

2,0

14,2

98,9

743,5

67,6

498,3

32,8

214,7

63,6

422,3

106,8

792,3

0

0

ПС 110-35 кВ

1042,6

10827,2

35

51,2

106

896,7

54

296,2

96

971

278,2

2903,8

187

2729,2

286,4

2979,1

3. Всего инвестиций по ВЛ и ПС 110 и 35 кВ

22260,0

65,4

2368,8

2061,1

2789,7

5381,6

5111,8

4463,6

Всего в Дагестанской энергосистеме предусмотрено выполнить замену и установку трансформаторов на ПС 35 и 110 кВ суммарной мощностью 1042,6 МВА.

В таблице 3.3 приведены суммарные показатели электросетевого строительства объектов напряжением 35 и 110 кВ в ОАО «Дагэнергосеть» в базовых ценах 2000 года и в ценах на 2010 г.

Объемы устанавливаемых в электрических сетях 110 кВ компенсирующих устройств и необходимые капиталовложения по каждой подстанции приведены в таблице 2.6. Общие затраты на установку рекомендуемых в период до 2016 года в «Схеме …» КУ на новых и действующих подстанциях 110 кВ составляют 68,6 млн. руб. в ценах на 2010 год с учетом НДС.

Таблица 3.2 - Затраты на установку компенсирующих устройств в электрических сетях 110 кВ ОАО «Дагэнергосеть» в 2010, 2011-2016 годах.

В ценах на 2010г.

Наименование

Ввод мощности

Капвложения,

производственных участков

новых КУ, Мвар

млн. руб.

Гергебильский ПУ

15,3

12,52

Дербентский ПУ

9,9

8,2

Затеречный ПУ

8,55

6,84

Северный ПУ

18,9

15,12

Центральный ПУ

36,9

29,52

Всего по ОАО «Дагэнергосеть»

85,05

68,6

Для реализации намеченного развития, технического перевооружения и реконструкции электрических сетей напряжением 35 и 110 кВ ОАО «Дагэнергосеть» в 2010, 2011-2016 годы потребуется капиталовложений 22328,6 млн. руб. в ценах 2010 года.

Из общих капиталовложений затраты на новое строительство составляют – 8816,1 млн. руб., на реконструкцию и техперевооружение – 13512,5 млн. руб.

В период 2010, 2011–2016 годы, для развития сетей 330 кВ в Дагестанской энергосистеме, намечено построить 578,8 км новых ВЛ 330 кВ и 2 новых подстанций 330 кВ (ПС 330 кВ Артем ввод в 2011 г. и ПС Кизляр ввод в 2015 г.), на которых предусматривается ввод 500 МВА трансформаторной мощности. Кроме того, планируется выполнить реконструкцию с увеличением мощности и заменой существующих автотранформаторов 125 МВА на аналогичные мощностью 200 МВА на ПС 330 кВ Чирюрт (замена произведена в 2010 г.) и ПС 330 кВ Махачкала (замена планируется в 2013 году).

Для реализации намеченного развития электрических сетей напряжением 330 кВ в Республике Дагестан в 2010, 2011-2016 годах потребуется капиталовложений 13749,2 млн. руб. в ценах 2010 года (Приложение Г). Из общих капиталовложений затраты на новое строительство в период 2010-2016 годы на объекты 330кВ составляют – 13205,2 млн. руб.

Таблица 3.3 - Суммарные показатели электросетевого строительства объектов напряжением 35 и 110 кВ ОАО «Дагэнергосеть» за период 2010, 2011-2016 годы.

Ввод ВЛ, км

Ориентировочные

Наименование

трансформаторов,

капиталовложения, млн. руб.

кол-во ПС/МВА

Цены 2000 г.

Цены 2010 г.

1.Линии электропередачи

ВЛ 110 кВ, всего

566,0

848,61

4306,7

в т. ч. новое строительство

257,0

391,59

1987,3

реконструкция

309,0

457,02

2319,4

ВЛ 35 кВ, всего,

109,7

126,19

640,4

в т. ч. новое строительство

47,0

54,09

274,5

реконструкция

62,7

72,10

365,9

Всего по ВЛ 35 и 110 кВ

675,7

974,80

4947,1

в т. ч. новое строительство

304,0

445,68

2261,8

реконструкция

371,7

529,12

2685,3

2. Подстанции.

ПС 110 кВ, всего,

97/1388,7

3143,90

15955,3

в т. ч. новое строительство

27/539,9

1272,20

6456,4

из них КУ (БСК)

85,05

13,52

68,6

реконструкция

68/848,8

1871,70

9498,9

ПС 35 кВ, всего,

79/200,3

281,02

1426,2

в т. ч. новое строительство

2/6,5

19,29

97,9

реконструкция

77/193,8

261,73

1328,3

Всего по ПС 35 и 110 кВ:

174/1589,0

3424,93

17381,5

в т. ч. новое строительство

29/546,4

1291,49

6554,3

из них КУ (БСК)

85,05

13,52

68,6

реконструкция

145/1042,6

2133,44

10827,2

Всего инвестиций по ВЛ и ПС:

4399,72

22328,6

в т. ч. новое строительство

1737,16

8816,1

из них КУ (БСК)

13,52

68,6

реконструкция

2662,56

13512,5

4 ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Схема и программа развития Дагестанской энергосистемы разработана на расчетный уровень нагрузок 2016 года с учетом перспективы 2021 года. Расчетные уровни электропотребления и максимумы нагрузки на перспективу до 2021 года определены следующими величинами:

Показатели

отчет

Сред. год. рост за период
2010 - 2021 гг., %

прогноз

2009 г.

2010 г.

2016 г.

2021 г.

Электропотребление, млрд. кВт.ч

4714

5019

5819

6610

среднегодовой прирост,%

2,1

6,5

2,5

2,6

3,2

Максимум нагрузки, МВт

987

1013

1225

1377

среднегодовой прирост,%

0

2,6

3,2

2,4

3,2

Среднегодовые темпы роста электропотребления и максимума нагрузки в 2010-2021 годы составят 3,2 % и 3,2 %, в том числе, в 2011-2016 годы – 2,5 % и 3,2 % и в 2017-2021 годы – 2,6 % и 2,4 % соответственно.

Рост электропотребления в рассматриваемый период в основном будет определяться развитием коммунально-бытовых, промышленных потребителей и транспорта удельный вес которых в общем электропотреблении энергосистемы в течение всего рассматриваемого периода повышается.

2. Покрытие прогнозируемого спроса на электроэнергию в Дагестанской энергосистеме в период до 2021 года, как и в предыдущие годы, предусматривается за счет действующих на территории энергосистемы электростанций, так и за счет и получения электроэнергии из ОЭС Юга.

Суммарный ввод генерирующих мощностей на электростанциях Дагестанской энергосистемы в период до 2021 года составляет 320 МВт, в том числе до 2016 года – 100 МВт.

Основные вводы предусматриваются:

- Гоцатлинская ГЭС – 100 МВт, в 2013 г.;

- Агвалийская ГЭС – 220 МВт, 2017-2021 годы

3. Преобладающий характер пиковых и полупиковых ГЭС в структуре генерирующих мощностей Дагестанской энергосистемы определяет особенности формирования ее балансов мощности и электроэнергии.

В зимний период Дагестанская энергосистема на протяжении всего рассматриваемого периода будет дефицитна. Собственный дефицит мощности в часы максимума нагрузки зимнего рабочего дня составит 140-415 МВт, а с учетом экспорта в Азербайджан – 440-915 МВт. В часы минимальных нагрузок (ночной провал), когда большинство ГЭС не работают, в энергосистеме дефицит мощности составит 470-680 МВт.

В летний период Дагестанская энергосистема будет избыточна. Избытки мощности в максимум летнего рабочего дня составят 980-1310 МВт, а в минимум (ночной провал) – 300-450 МВт.

С учетом экспорта в Азербайджан дефицит электроэнергии Дагестанской энергосистемы в начале рассматриваемого периода составит 400-600 млн. кВт.ч и по мере роста электропотребления будет увеличиваться и к 2016 году составит 1100-1150 млн.кВт.ч. К 2021 году с вводом Агвали ГЭС в Дагестане дефицит уменьшится до 800 млн.кВт.ч.

Следует отметить, что в течение четырех месяцев (май-август), когда электропотребление энергосистемы минимально, вырабатывается около половины годовой выработки электроэнергии на ГЭС.

4. Развитие сети 330 кВ Дагестанской энергосистемы в период до 2016 года в «Схеме…» определено по следующим направлениям:

- для усиления связей Дагестанской энергосистемы с ОЭС Юга, обеспечивающих расчетные реверсивные перетоки мощности в 2011 г. предусматривается ввод ВЛ 330 кВ Моздок – Артем (274 км) с ПС 330 кВ Артем;

- для повышения надежности электроснабжения потребителей Центрального энергорайона энергосистемы и надежной выдачи мощности Ирганайской ГЭС в 2013 г. предусматривается ввод ВЛ 330 кВ Чирюрт – Ирганайская ГЭС;

- для повышения надежности электроснабжения потребителей южной части Дагестанской энергосистемы, а также обеспечения надежного экспорта электроэнергии в Азербайджан в планируемом объеме необходимо в 2014 г. осуществить ввод ВЛ 330 кВ Артем – Дербент и ВЛ 330 кВ Дербент – Апшерон (энергосистема Азербайджана).

- для создания питающего центра сети 110 кВ на севере энергосистемы, который позволит существенно снизить загрузку сети 110 кВ от ПС Чирюрт в северном направлении, рекомендуется в 2015 г. строительство ПС 330/110 кВ Кизляр с заходами ВЛ 330 кВ Буденновск – Чирюрт.

5. Основные объемы строительства электрических сетей напряжением 35 и 110 кВ в Дагестанской энергосистеме предусматриваются в Гергебильском и
Центральном производственных участках, которые будут направлены на обеспечение повышения надежности и улучшение качества электроснабжения существующих потребителей, а также создания условий для подключения к энергосистеме новых нагрузок.

До 2016 года в Дагестанской энергосистеме намечено построить 304 км новых ВЛ 35 и 110 кВ и 29 новых подстанций 35 и 110 кВ, на которых предусматривается ввод 546,4 МВА трансформаторной мощности.

6. Значительные объемы строительства электрических сетей 35 и 110 кВ предусматриваются в «Схеме…» для проведения их реконструкции и техперевооружения. Реконструкцию и техническое перевооружение предусматривается выполнить для 371,7 км действующих ВЛ 35 и 110 кВ. На 145 подстанции 35 и 110 кВ предусматривается реконструкция и техническое перевооружение с заменой трансформаторов и коммутационного оборудования.

Всего по ОАО «Дагэнергосеть» предусмотрено выполнить замену и установку вторых трансформаторов на ПС 35 и 110 кВ суммарной мощностью 1042,6 МВА.

Существенную долю в объемах строительства сетей 110 кВ занимает перевод сетей 35 кВ на напряжение 110 кВ. Так в 2010, 2011-2016 годах предусматривается перевод 20 подстанций и 270 км ВЛ 35 кВ на 110 кВ, из них в Гергебильском участке 14 подстанций и 210 км ВЛ.

В период 2010, 2011–2016 годы, для развития сетей 330 кВ в Дагестанской энергосистеме, намечено построить 578,8 км новых ВЛ 330 кВ и 2 новых подстанций 330 кВ (ПС 330 кВ Артем ввод в 2011 г. и ПС Кизляр ввод в 2015 г.), на которых предусматривается ввод 500 МВА трансформаторной мощности. Кроме того, планируется выполнить реконструкцию с увеличением мощности и заменой существующих автотранформаторов 125 МВА на аналогичные мощностью 200 МВА на ПС 330 кВ Чирюрт (замена произведена в 2010 г.) и ПС 330 кВ Махачкала (замена планируется в 2013 году).

7. Для создания условий, обеспечивающих возможности регулирования напряжения в сети 110-330 кВ Дагестанской энергосистемы в допустимых пределах с вводом ВЛ 330 кВ Моздок – Артем на ПС 330 кВ Артем предусматривается установить шунтирующий реактор 3 х 60 Мвар с подключением его через выключатель к ВЛ Моздок – Артем и БСК-110 кВ мощностью 2х52 Мвар.

При замене на ПС 330 кВ Дербент синхронного компенсатора на СТК необходимо предусмотреть для СТК режим потребления реактивной мощности не менее 40 Мвар.

Для оптимизации режима потребления реактивной мощности на подстанциях энергосистемы рекомендуется к 2016 г. дополнительная компенсация реактивной нагрузки общей величиной 85,05 Мвар, что обеспечит снижение потерь электроэнергии в оптимизируемой сети напряжением 110 кВ и выше на 9,96 млн. кВт.ч в год, в том числе в сети 110 кВ «Дагэнергосеть» на 8,3 млн. кВт.ч в год.

Для обеспечения более широких возможностей для регулирования напряжения в режимах минимальных нагрузок целесообразно новые БСК, устанавливаемые на ПС 110 кВ Кизляр-1, Дружба, Ярыксу, Новая, ЦПП, Приозерная, предусмотреть регулируемыми.

8. Ввод электросетевых объектов в Дагестанской энергосистеме из числа рекомендуемых «Схемой…» для строительства в период до 2016 г. обеспечивает снижение потерь электроэнергии в сети 110-330 кВ на величину не менее 76 млн. кВт.ч в год, из них в сети 110 кВ – на 56,88 млн. кВт.ч.

Ввод ПС 330/110 кВ Артем и Кизляр обеспечивает около 70 % суммарного снижения потерь в сети – 53 млн. кВт.ч, из них около 36 млн. кВт.ч в сети 110 кВ.

Существенную долю в снижение потерь в электрической сети 110 кВ вносит строительство новых ВЛ 110 кВ в Гергебильском ПУ – 9,1 млн. кВт.ч (16 %) и установка КУ (БСК) на ПС 110 кВ – 8,3 млн. кВт.ч (14,5 %).

9. Выполненные расчеты показали, что при намеченном в период до 2021 г. развитии электрических сетей 110-330 кВ расчетные уровни токов к. з. не превышают отключающей способности выключателей, установленных на действующих подстанциях энергосистемы, за исключение выключателей установленных в ОРУ 110 кВ ПС 330 кВ Чирюрт с отключающей способностью 27,5 кА и 31,5 кА, что недостаточно для отключения расчетного тока однофазного к. з. равного 31,9 кА. Согласно ИП ОАО «ФСК ЕЭС» замена выключателей в ОРУ 110 кВ ПС Чирюрт намечана на 2011 – 2013 при выполнении реконструкции данной подстанции.

10. Для реализации намеченного развития, технического перевооружения и реконструкции электрических сетей напряжением 35 и 110 кВ ОАО «Дагэнергосеть» в 2010, 2011-2016 годах потребуется капиталовложений 22328,6 млн. руб. в ценахи 2010 года.

Из общих капиталовложений затраты на новое строительство составляют – 8816,1 млн. руб., на реконструкцию и техперевооружение – 13512,5 млн. руб.

Для реализации намеченного развития электрических сетей напряжением 330 кВ в Республике Дагистан в 2010, 2011-2016 годах потребуется капиталовложений 13749,2 млн. руб. в ценах 2010 года. Из общих капиталовложений затраты на новое строительство в период 2010, 2011-2016 годы на объекты 330кВ составляют – 13205,2 млн. руб.

П Р И Л О Ж Е Н И Я

Приложение А

Техническое задание на выполнение работы «Схема и программа

развития электроэнергетики Республики Дагестан на период 2011-2016 годы

с перспективой до 2021 года»

Приложение Б

Расчетные электрические нагрузки подстанций 110 -330 кВ Дагестанской энергосистемы в зимний максимум энергосистемы в 2016 году.

2006 год (отчёт)

2007 год (отчёт)

2008 год (отчёт)

2016 год

№

Наименование

нагрузка

покрытие

нагрузка

покрытие

нагрузка

покрытие

нагрузка

покрытие

п/п

подстанций

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Центральные электрические сети

1

КС Кизилюрт (КГС)

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

1,7

0,8

2

Чирюртские ГЭС

0,0

0,0

76,0

50

0,0

0,0

77,0

56,0

0,0

0,0

71,0

31,0

0,0

0,0

41,0

15,9

3

Шамхал

25,0

12,0

19,4

9,4

22,2

10,1

14,4

6,8

4

Шамхал тяговая

3,0

2,0

4,3

3,4

0,0

0,0

5,1

3,7

5

Н. Чиркей

4,0

1,0

3,6

0,8

4,4

2,0

5,2

1,7

6

Буйнакск-1

31,0

11,0

26,6

14,2

35,4

19,1

30,0

16,9

7

Компас

12,0

5,0

19,5

7,1

24,2

10,2

23,4

9,4

8

Буйнакск-2

18,0

8,0

15,1

6,0

10,3

4,7

12,7

5,5

9

Махачкала-110

31,0

12,0

31,2

15,0

31,4

14,3

25,1

11,1

10

ГПП

31,0

12,0

34,0

12,3

42,6

19,4

45,9

18,5

11

ЦПП

21,0

9,0

23,9

8,4

28,6

13

33,7

13,9

10,4

12

Новая

28,0

11,0

11,0

4,0

28,1

10,0

16,0

5,2

40,4

18,5

18,0

8,0

47,6

19,2

18,0

13,5+4,5

13

Юго-Восточная

11,0

4,0

10,1

3,0

14,9

5,7

17,6

6,1

14

Восточная

3,0

1,0

1,8

0,6

3,7

2,0

4,4

1,8

15

Приморская

8,0

3,0

14,3

4,6

13,1

5,9

15,5

6,0

16

Приозерная

13,0

5,0

11,3

3,8

17,3

7,9

20,4

8,0

4,0

17

Насосная-1 (НС-1)

1,0

1,0

2,6

0,8

1,9

0,9

2,2

1,3

18

Каспийская ТЭЦ

12,0

5,0

7,0

2,0

12,8

4,6

9,0

7,0

19,2

7,9

7,0

2,8

22,6

9,0

17,0

13,5

19

Оч. сооружения

7,0

3,0

7,3

2,3

8,1

3,7

9,5

3,8

20

Насосная-2 (НС-2)

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

1,0

0,5

21

Манас тяговая

3,0

2,0

3,3

1,7

1,0

0,2

3,6

1,7

22

Рассвет

7,0

3,0

12,1

3,8

14,2

6,5

7,2

2,1

23

Изберг Северная

10,0

4,0

11,3

3,7

18,2

8,3

22,3

8,8

24

Сергокала

6,0

2,0

7,4

2,5

8,2

3,7

9,7

3,7

2,3

25

Изберг Южная

5,0

2,0

4,5

1,5

4,1

1,9

4,8

1,9

26

ЗТМ

5,0

2,0

5,0

1,7

7,0

3,2

8,2

3,3

27

Артем-330 ш.110

92

Приложение Б (продолжение)

2006 год (отчёт)

2007 год (отчёт)

2008 год (отчёт)

2016 год

№

Наименование

нагрузка

покрытие

нагрузка

покрытие

нагрузка

покрытие

нагрузка

покрытие

п/п

подстанций

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

28

Новолакстрой

8,0

3,9

29

Лазурный берег

7,0

3,4

30

Тепл.комбинат

14,0

6,8

31

Пригородная

10,0

4,8

5,0

32

Курорная

6,0

2,9

33

Карабудахкент

10,2

4,7

34

Ленинкент

3,7

1,6

35

Промзона

70,0

29,8

Итого по ЦЭС:

295,0

120,0

94,0

56,0

309,5

121,2

102,0

68,2

370,4

169,1

96,0

41,8

522,7

223,5

76,0

162,1

Северные электрические сети

1

Карланюрт тяговая

1,0

0,0

1,2

0,5

2,9

0,9

3,3

1,0

2

Ярыксу

30,0

9,0

33,0

14,8

31,5

13,5

25,3

10,0

10,4

3

Кизилюрт (ГЩЗ)

5,0

2,0

6,0

2,5

0,3

0,1

5,8

2,2

4

Акташ

22,0

7,0

26,5

12,4

23,9

10,2

17,0

6,9

5

Куруш

2,0

1,0

2,8

1,3

2,7

1,2

3,1

1,5

6

Сулевкент

1,0

0,0

1,0

0,4

1,6

0,7

1,8

0,6

7

Бабаюрт

11,0

4,0

15,2

6,2

9,7

4,2

6,7

2,7

8

Львовская

7,0

2,0

4,6

2,1

5,2

2,2

6,0

2,4

2,3

9

Дзержинская

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

1,2

0,6

10

ЗФС

27,0

8,0

29,0

13,0

33,1

14,8

38,1

15,3

11

Дылым

5,0

2,0

7,1

3,1

7,0

3,0

8,1

3,4

12

Миатлы

1,0

0,0

0,8

0,3

0,7

0,3

0,8

0,3

13

Чиркей ГПП

6,0

2,0

3,0

1,3

5,9

2,5

6,8

2,7

14

Сулак

1,0

0,0

0,2

0,1

1,6

0,7

1,8

0,7

15

Миатлинская ГЭС

0,0

0,0

130,0

77,0

0,0

0,0

111,0

67

0,0

0,0

150

96

0,0

0,0

174

21,2

16

Гельбахская ГЭС

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

30,0

10,0

0,0

0,0

0

0

0,0

0,0

20

33

17

Чиркейская ГЭС

571,0

204,0

0,0

0,0

466,0

292,0

0,0

0,0

424,0

338,0

0,0

0,0

520

110,5

18

Дружба

10,9

5,3

4,0

Приложение Б (продолжение)

2006 год (отчёт)

2007 год (отчёт)

2008 год (отчёт)

2016 год

№

Наименование

нагрузка

покрытие

нагрузка

покрытие

нагрузка

покрытие

нагрузка

покрытие

п/п

подстанций

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

19

ПСХасавюрт

12,5

6,1

20

Татаюрт

6,0

2,9

2,3

Итого по СЭС:

119,0

37,0

701,0

281,0

130,4

58,0

607,0

369,0

126,1

54,3

574,0

434,0

155,2

64,4

714,0

183,7

Дербентские электрические сети

1

Каякент тяговая

0,0

0,0

0,0

0,0

0,1

0,0

0,12

0,1

2

Каякент

4,0

1,0

5,1

1,3

6,4

1,6

8,2

2,1

3

Мамедкала

9,0

5,0

11,6

5,2

12,1

5,5

15,5

7,6

4

Даг.Огни

6,0

2,0

8,2

3,1

10,5

2,6

13,5

4,4

5

Геджух

1,0

0,0

0,7

0,3

1,5

0,7

1,9

0,7

6

Дербент -110

14,0

4,0

12,1

5,3

18,7

6,9

24,0

8,8

7

Дербент тяговая

3,0

2,0

3,3

3,0

2,9

0,2

3,7

2,2

8

Араблинка

2,0

1,0

1,8

0,4

1,7

0,3

2,2

0,7

9

Белиджи

17,0

4,0

14,3

2,9

15,4

3,1

19,8

4,2

10

Тагиркент

3,0

1,0

2,6

0,9

3,1

1,4

4,0

1,5

11

Касумкент

8,0

3,0

6,2

2,2

5,9

2,7

7,6

3,0

12

Советская

2,0

1,0

1,9

0,7

2,1

0,9

2,7

1,2

13

Магарамкент

8,0

2,0

8,0

1,6

7,3

1,5

9,4

2,1

14

Усухчай

2,0

1,0

2,0

0,0

2,5

0,5

0,6

0,0

3,0

0,6

3,8

1,2

15

Ахты

13,0

3,0

8,1

1,6

9,0

1,8

6,0

1,3

9,9

16

Дербент-330 ш.110

13,0

3,0

34,0

14,2

5,9

31,0

13,7

6,2

34,0

17,6

6,6

48,6

17

Дербент Западная

8,0

4,0

7,4

2,7

6,3

2,9

8,1

3,6

18

Самур

2,0

0,0

0,2

0,0

0,7

0,1

0,9

0,1

19

Заречная

0,2

0,0

0,2

0,0

0,0

0,1

0,25

0,0

20

Курах

4,0

1,0

4,3

1,6

4,1

2,2

5,3

2,1

21

Морская

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,5

0,2

22

Капир

1,0

0,0

0,8

0,3

0,9

0,4

1,15

0,4

23

Кайтаг

15,0

4,0

13,9

3,5

8,8

2,2

8,1

2,1

24

Родниковая

1,0

0,0

1,5

0,3

0,7

0,3

0,9

0,2

Приложение Б (продолжение)

2006 год (отчёт)

2007 год (отчёт)

2008 год (отчёт)

2016 год

№

Наименование

нагрузка

покрытие

нагрузка

покрытие

нагрузка

покрытие

нагрузка

покрытие

п/п

подстанций

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

25

Рутул

5,5

2,6

26

Уркута

4,7

2,3

Итого по ДЭС:

136,2

42,0

2,0

34,0

128,9

43,3

0,6

31,0

134,9

44,2

0,0

34,0

175,4

61,2

0,0

52,9

Затеречные электрические сети

1

Кизляр-1

15,0

6,0

18,7

8,6

15,0

6,8

17,3

7,6

6,3

2

Кизляр-2

15,0

6,0

13,7

6,4

3,4

13,7

6,2

15,8

7,0

8,2

3

Александрия

6,0

3,0

6,5

2,9

6,4

2,9

7,4

3,5

2,3

4

Калиновка

1,0

1,0

1,3

0,6

1,4

0,6

1,6

1,0

5

Тарумовка

3,0

1,0

3,2

1,2

4,0

1,8

4,6

1,8

6

Терекли-Мектеб

5,0

2,0

5,8

2,0

5,1

2,3

5,9

2,4

7

Арсланбек

0,0

0,0

0,6

0,3

0,6

0,2

0,7

0,3

8

Джигильта

1,0

0,0

0,6

0,2

0,5

0,3

0,6

0,2

9

Кочубей

3,0

1,0

3,1

1,4

5,3

3,2

1,5

3,7

1,6

8,2

10

Таловка

0,0

0,0

0,3

0,1

0,3

0,1

0,35

0,1

11

Южно-Сухокумск

4,0

2,0

7,0

3,0

6,9

3,4

7,9

3,7

12

Коминтерн

0,0

0,0

0,3

0,1

0,3

0,1

0,35

0,1

13

Артезиан

1,0

0,0

0,7

0,3

2,5

1,4

2,9

1,1

Итого по ЗЭС:

54,0

22,0

0,0

0,0

61,8

27,1

0,0

8,7

59,9

27,6

0,0

0,0

69,1

30,3

0,0

25,0

Гергебильские электрические сети

1

Тлох

9,0

2,0

7,8

3,8

7,2

3,1

8,4

3,3

2

Тлайлух

2,0

0,0

1,7

0,6

2,1

0,9

2,4

0,8

3

Хунзах

8,0

3,0

10,0

4,6

7,8

3,5

9,0

3,9

4

Карадах

5,0

1,0

4,4

1,6

5,7

2,5

6,6

2,3

5

Гергебиль

22,0

5,0

8,0

3,0

17,4

6,7

9,0

3,0

23,1

11,4

6,0

2,0

15,2

5,8

1,0

3,7

6

Цудахар

15,0

4,0

11,4

5,1

13,7

5,7

7,5

2,9

7

Ирганай ГПП

14,0

3,0

16,0

5,6

30,7

13,3

21,6

7,4

8

Леваши

12,0

4,0

10,2

4,4

11,6

5

13,4

5,4

9,9

9

Аргвани

1,0

0,0

1,2

0,6

1,1

0,5

1,3

0,5

Приложение Б (продолжение)

2006 год (отчёт)

2007 год (отчёт)

2008 год (отчёт)

2016 год

№

Наименование

нагрузка

покрытие

нагрузка

покрытие

нагрузка

покрытие

нагрузка

покрытие

п/п

подстанций

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

10

Ботлих

16,0

5,0

17,0

6,6

9,2

3,6

10,6

3,9

11

Акуша

14,0

4,0

11,2

5,1

12

5,2

13,5

5,3

3,1

12

Ирганайская ГЭС

0,0

0,0

150,0

76,0

0,0

0,0

113,0

97,0

0,0

0,0

267,0

93,0

0,0

0,0

95,0

126,2

13

Гунибская ГЭС

0,0

0,0

8,0

3,0

0,0

0,0

9,0

1,6

0,0

0,0

7,0

3,6

0,0

0,0

1,0

3,8

14

Гуниб

11,0

3,0

6,6

2,2

15,2

3,9

11,2

3,2

15

Заир

3,0

1,0

2,6

1,2

2,4

1,0

2,8

1,1

16

Шамильское

6,0

2,0

6,5

3,2

5,2

2,2

6,0

2,5

17

Анцух

6,0

2,0

6,5

2,4

9,9

9,2

4,0

9,7

3,7

9,9

18

Гидатль

3,0

1,0

2,4

1,1

2,3

1,0

2,7

1,1

19

Миарсо

23,0

10,0

17,2

7,5

21,5

8,5

14,8

6,2

9,9

20

Новый Ирганай

-

-

-

-

-

-

5,9

2,8

21

Гоцатлинская

-

-

-

-

-

-

2,0

1,0

22

Агвали

7,2

3,5

23

Унцукль

16,0

7,7

24

Кумух

5,9

2,8

25

Наци

0,5

0,2

26

Бежта

2,1

1,0

27

Кидеро

0,8

0,4

28

Шаури

1,6

0,8

29

Эчеда

2,0

1,0

30

Анди

5,1

2,4

31

ГКЗ

14,6

7,0

32

Ташкапур

6,2

3,0

33

Цуриб

5,0

2,4

34

Согратль

2,3

1,1

35

Вачи

3,7

1,8

2,3

36

Гоцатлинская ГЭС

0,0

0,0

40,0

31,0

Итого по ГЭС:

170,0

50,0

166,0

82,0

150,1

62,3

131,0

111,5

180,0

75,3

280,0

98,6

237,6

98,0

137,0

199,8

Приложение Б (продолжение)

2006 год (отчёт)

2007 год (отчёт)

2008 год (отчёт)

2016 год

№

Наименование

нагрузка

покрытие

нагрузка

покрытие

нагрузка

покрытие

нагрузка

покрытие

п/п

подстанций

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Р, МВт

Q, Мвар

Итого по Дагэнерго

774,2

271,0

963,0

453,0

780,7

311,9

840,6

588,4

871,3

370,5

950,0

608,4

1160,1

477,5

927,0

623,5

Потери мощности в сети

65,0

Собственный максимум энергосистемы

964,0

943,0

987,0

1225,1

477,5

927,0

623,5

Приложение В

Результаты расчёта токов короткого замыкания на 2021 г. __________________________________________________________________________

|     | Наименование  |3х-фазное КЗ|     Одно-фазное КЗ(А0)      |

| Узел  |  Узла    |I1(moд/фаза)| I1(moд/фаза) I2(moд/фаза)  3I0(m/ф) |

__________________________________________________________________________

|   U=345.0/0  Z1=0.000+j10.827  Z2=0.000+j10.827  Z0=0.000+j9.510   |

|2000-  |ЧИРЮРТ 330 Ш.330| 18397  90|  6392  90|  6392  90| 19175  90|

__________________________________________________________________________

|   U=345.0/0  Z1=0.000+j14.999  Z2=0.000+j14.999  Z0=0.000+j11.356  |

|2001-  |ЧИРКЕЙСКАЯ ГЭС | 13279  90|  4816  90|  4816  90| 14449  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j2.347   Z2=0.000+j2.347   Z0=0.000+j1.553   |

|2002-  |ЧИРЮРТ 330 Ш.110| 28290  90| 10629  90| 10629  90| 31886  90|

__________________________________________________________________________

|   U=345.0/0  Z1=0.000+j14.349  Z2=0.000+j14.349  Z0=0.000+j19.683  |

|2003-  |АРТЕМ 330 Ш.330 | 13881  90|  4117  90|  4117  90| 12351  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j3.847   Z2=0.000+j3.847   Z0=0.000+j7.217   |

|2004-  |КГС  1СШ    | 17259  90|  4453  90|  4453  90| 13358  90|

__________________________________________________________________________

|   U=345.0/0  Z1=0.000+j30.277  Z2=0.000+j30.277  Z0=0.000+j58.532  |

|2005-  |КИЗЛЯР 330 Ш.330|  6579  90|  1673  90|  1673  90|  5018  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j3.847   Z2=0.000+j3.847   Z0=0.000+j7.217   |

|2006-  |КГС  2СШ    | 17259  90|  4453  90|  4453  90| 13358  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j3.712   Z2=0.000+j3.712   Z0=0.000+j4.555   |

|2007-  |ГЕЛЬБАХСКАЯ ГЭС | 17885  90|  5542  90|  5542  90| 16627  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j5.192   Z2=0.000+j5.192   Z0=0.000+j7.963   |

|2009-  |СУЛАК      | 12789  90|  3619  90|  3619  90| 10857  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j4.636   Z2=0.000+j4.636   Z0=0.000+j8.477   |

|2010-  |ЩБЗ КИЗИЛЮРТ  | 14323  90|  3741  90|  3741  90| 11223  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j2.945   Z2=0.000+j2.945   Z0=0.000+j3.781   |

|2011-  |КАСКАД ЧГЭС   | 22542  90|  6865  90|  6865  90| 20595  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j3.845   Z2=0.000+j3.845   Z0=0.000+j7.419   |

|2012-  |ЗФС 1СШ    | 17266  90|  4394  90|  4394  90| 13183  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j3.845   Z2=0.000+j3.845   Z0=0.000+j6.724   |

|2013-  |ЗФС 2СШ    | 17266  90|  4606  90|  4606  90| 13818  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j5.748   Z2=0.000+j5.748   Z0=0.000+j7.103   |

|2014-  |КАРЛАНЮРТ ТЯГ. | 11550  90|  3570  90|  3570  90| 10709  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j3.461   Z2=0.000+j3.461   Z0=0.000+j3.735   |

|2015-  |МИАТЛИНСКАЯ ГЭС | 19182  90|  6230  90|  6230  90| 18690  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j7.652   Z2=0.000+j7.652   Z0=0.000+j8.958   |

|2016-  |ШАМХАЛ ТЯГ.   |  8677  90|  2737  90|  2737  90|  8210  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j7.194   Z2=0.000+j7.194   Z0=0.000+j13.495  |

|2017-  |ШАМХАЛ     |  9229  90|  2381  90|  2381  90|  7143  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j3.142   Z2=0.000+j3.142   Z0=0.000+j2.655   |

|2018-  |АРТЕМ 330 Ш.110 | 21128  90|  7427  90|  7427  90| 22280  90|

__________________________________________________________________________

|   U=345.0/0  Z1=0.000+j14.999  Z2=0.000+j14.999  Z0=0.000+j11.356  |

|2019-  |ЧИРКЕЙСКАЯ ГЭС | 13279  90|  4816  90|  4816  90| 14449  90|

Приложение В (продолжение)

| Наименование  |3х-фазное КЗ|     Одно-фазное КЗ(А0)      |

| Узел  |  Узла    |I1(moд/фаза)| I1(moд/фаза) I2(moд/фаза)  3I0(m/ф) |

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j5.863   Z2=0.000+j5.863   Z0=0.000+j8.090   |

|2020-  |КОМПАС     | 11324  90|  3350  90|  3350  90| 10051  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j7.230   Z2=0.000+j7.230   Z0=0.000+j10.000  |

|2021-  |НОВОЛАКСТРОЙ  |  9183  90|  2714  90|  2714  90|  8143  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j8.293   Z2=0.000+j8.293   Z0=0.000+j11.163  |

|2023-  |МИАРСО     |  8006  90|  2393  90|  2393  90|  7178  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j6.565   Z2=0.000+j6.565   Z0=0.000+j12.023  |

|2024-  |БУЙНАКСК-1   | 10113  90|  2640  90|  2640  90|  7919  90|

__________________________________________________________________________

|   U=345.0/0  Z1=0.000+j16.737  Z2=0.000+j16.737  Z0=0.000+j14.885  |

|2025-  |ИРГАНАЙ ГЭС Ш330| 11901  90|  4119  90|  4119  90| 12356  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j5.286   Z2=0.000+j5.286   Z0=0.000+j5.794   |

|2026-  |ГПП ИРГАНАЙ   | 12560  90|  4057  90|  4057  90| 12170  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j6.008   Z2=0.000+j6.008   Z0=0.000+j9.941   |

|2027-  |БУЙНАКСК-2   | 11050  90|  3024  90|  3024  90|  9071  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j7.395   Z2=0.000+j7.395   Z0=0.000+j15.685  |

|2028-  |Н.ЧИРКЕЙ    |  8978  90|  2179  90|  2179  90|  6536  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j4.620   Z2=0.000+j4.620   Z0=0.000+j7.882   |

|2029-  |ЧИРКЕЙСКАЯ ГПП | 14370  90|  3878  90|  3878  90| 11633  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j5.252   Z2=0.000+j5.252   Z0=0.000+j9.766   |

|2030-  |МИАТЛЫ     | 12642  90|  3276  90|  3276  90|  9827  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j10.590  Z2=0.000+j10.590  Z0=0.000+j21.875  |

|2031-  |ДЫЛЫМ      |  6269  90|  1542  90|  1542  90|  4626  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j11.652  Z2=0.000+j11.652  Z0=0.000+j26.366  |

|2032-  |АРГВАНИ     |  5698  90|  1337  90|  1337  90|  4010  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j5.546   Z2=0.000+j5.546   Z0=0.000+j11.077  |

|2033-  |ТЛОХ      | 11971  90|  2995  90|  2995  90|  8984  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j5.183   Z2=0.000+j5.183   Z0=0.000+j4.108   |

|2034-  |БОТЛИХ-110   | 12809  90|  4587  90|  4587  90| 13761  90|

__________________________________________________________________________

|   U=345.0/0  Z1=0.000+j27.595  Z2=0.000+j27.595  Z0=0.000+j29.274  |

|2035-  |АГВАЛИЙСКАЯ ГЭС |  7218  90|  2358  90|  2358  90|  7075  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j9.422   Z2=0.000+j9.422   Z0=0.000+j12.777  |

|2036-  |АГВАЛИ     |  7046  90|  2100  90|  2100  90|  6299  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j8.427   Z2=0.000+j8.427   Z0=0.000+j15.892  |

|2038-  |ТЛАЙЛУХ     |  7878  90|  2028  90|  2028  90|  6083  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j8.358   Z2=0.000+j8.358   Z0=0.000+j10.451  |

|2039-  |ХУНЗАХ     |  7944  90|  2444  90|  2444  90|  7332  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j4.746   Z2=0.000+j4.746   Z0=0.000+j6.596   |

|2040-  |ЯРЫКСУ     | 13989  90|  4127  90|  4127  90| 12380  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j4.517   Z2=0.000+j4.517   Z0=0.000+j5.347   |

|2041-  |АКТАШ      | 14699  90|  4617  90|  4617  90| 13851  90|

__________________________________________________________________________

Приложение В (продолжение)

| Наименование  |3х-фазное КЗ|     Одно-фазное КЗ(А0)      |

| Узел  |  Узла    |I1(moд/фаза)| I1(moд/фаза) I2(moд/фаза)  3I0(m/ф) |

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j13.517  Z2=0.000+j13.517  Z0=0.000+j23.142  |

|2042-  |ДРУЖБА     |  4912  90|  1323  90|  1323  90|  3970  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j11.067  Z2=0.000+j11.067  Z0=0.000+j22.752  |

|2043-  |КУРУШ      |  6000  90|  1479  90|  1479  90|  4438  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j8.617   Z2=0.000+j8.617   Z0=0.000+j12.394  |

|2044-  |БАБАЮРТ     |  7705  90|  2241  90|  2241  90|  6723  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j11.797  Z2=0.000+j11.797  Z0=0.000+j22.769  |

|2045-  |СУЛЕВКЕНТ    |  5628  90|  1432  90|  1432  90|  4296  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j16.317  Z2=0.000+j16.317  Z0=0.000+j31.923  |

|2046-  |ОТП НА ДЗЕРЖИНСК|  4069  90|  1028  90|  1028  90|  3085  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j28.017  Z2=0.000+j28.017  Z0=0.000+j55.647  |

|2047-  |ЛЬВОВСКАЯ    |  2370  90|  594  90|  594  90|  1783  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j28.017  Z2=0.000+j28.017  Z0=0.000+j69.523  |

|2048-  |ДЗЕРЖИНСКАЯ   |  2370  90|  529  90|  529  90|  1586  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j7.441   Z2=0.000+j7.441   Z0=0.000+j8.588   |

|2049-  |КИЗЛЯР-1    |  8922  90|  2829  90|  2829  90|  8486  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j6.820   Z2=0.000+j6.820   Z0=0.000+j6.330   |

|2050-  |КИЗЛЯР-2    |  9735  90|  3325  90|  3325  90|  9974  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j21.320  Z2=0.000+j21.320  Z0=0.000+j40.874  |

|2051-  |АЛЕКСАНДРИЯ   |  3114  90|  795  90|  795  90|  2385  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j6.734   Z2=0.000+j6.734   Z0=0.000+j5.917   |

|2053-  |КИЗЛЯР-330 Ш.110|  9860  90|  3425  90|  3425  90| 10275  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j12.608  Z2=0.000+j12.608  Z0=0.000+j21.945  |

|2054-  |ОТП НА КАЛИНОВСК|  5266  90|  1408  90|  1408  90|  4223  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j13.078  Z2=0.000+j13.078  Z0=0.000+j23.311  |

|2056-  |КАЛИНОВСКАЯ   |  5077  90|  1342  90|  1342  90|  4026  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j15.276  Z2=0.000+j15.276  Z0=0.000+j24.414  |

|2058-  |ТАРУМОВКА    |  4346  90|  1208  90|  1208  90|  3624  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j23.276  Z2=0.000+j23.276  Z0=0.000+j40.327  |

|2059-  |ОТП НА АРСЛАНБЕК|  2852  90|  764  90|  764  90|  2293  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j23.976  Z2=0.000+j23.976  Z0=0.000+j42.087  |

|2060-  |АРСЛАНБЕК    |  2769  90|  737  90|  737  90|  2212  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j41.126  Z2=0.000+j41.126  Z0=0.000+j66.410  |

|2061-  |ТЕРЕКЛИ-МЕКТЕБ |  1614  90|  447  90|  447  90|  1340  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j14.360  Z2=0.000+j14.360  Z0=0.000+j28.874  |

|2062-  |ОТП НА ТАЛОВКУ |  4623  90|  1153  90|  1153  90|  3458  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j15.432  Z2=0.000+j15.432  Z0=0.000+j28.162  |

|2063-  |ОТП НА ТАЛОВКУ |  4302  90|  1125  90|  1125  90|  3375  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j18.132  Z2=0.000+j18.132  Z0=0.000+j39.874  |

|2064-  |ТАЛОВКА 1СШ  |  3662  90|  872  90|  872  90|  2616  90|

__________________________________________________________________________

Приложение В (продолжение)

| Наименование  |3х-фазное КЗ|     Одно-фазное КЗ(А0)      |

| Узел  |  Узла    |I1(moд/фаза)| I1(moд/фаза) I2(moд/фаза)  3I0(m/ф) |

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j17.060  Z2=0.000+j17.060  Z0=0.000+j40.549  |

|2065-  |ТАЛОВКА 2СШ  |  3892  90|  889  90|  889  90|  2667  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j13.009  Z2=0.000+j13.009  Z0=0.000+j22.893  |

|2066-  |КОЧУБЕЙ     |  5104  90|  1357  90|  1357  90|  4072  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j17.651  Z2=0.000+j17.651  Z0=0.000+j36.458  |

|2067-  |АРТЕЗИАН    |  3761  90|  925  90|  925  90|  2776  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j11.729  Z2=0.000+j11.729  Z0=0.000+j23.115  |

|2068-  |ДЖИГИЛЬТА    |  5661  90|  1426  90|  1426  90|  4277  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j10.983  Z2=0.000+j10.983  Z0=0.000+j20.646  |

|2069-  |АНДИ      |  6045  90|  1558  90|  1558  90|  4674  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j18.203  Z2=0.000+j18.203  Z0=0.000+j38.062  |

|2070-  |КОМИНТЕРН    |  3647  90|  892  90|  892  90|  2675  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j18.544  Z2=0.000+j18.544  Z0=0.000+j30.897  |

|2072-  |Ю-СУХОКУМСК   |  3580  90|  977  90|  977  90|  2930  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j7.890   Z2=0.000+j7.890   Z0=0.000+j7.854   |

|2076-  |ГЕРГЕБИЛЬ 110  |  8415  90|  2809  90|  2809  90|  8428  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j8.471   Z2=0.000+j8.471   Z0=0.000+j8.763   |

|2078-  |ГУНИБСКАЯ ГЭС  |  7838  90|  2583  90|  2583  90|  7749  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j9.567   Z2=0.000+j9.567   Z0=0.000+j12.900  |

|2079-  |КАРАДАХ     |  6940  90|  2073  90|  2073  90|  6218  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j11.341  Z2=0.000+j11.341  Z0=0.000+j13.928  |

|2081-  |ЦУДАХАР     |  5854  90|  1814  90|  1814  90|  5441  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j7.826   Z2=0.000+j7.826   Z0=0.000+j9.462   |

|2083-  |ГОЦАТЛИНСКАЯ ГЭС|  8484  90|  2644  90|  2644  90|  7931  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j7.732   Z2=0.000+j7.732   Z0=0.000+j9.084   |

|2084-  |ГПП ГОЦАТЛИН.ГЭС|  8587  90|  2705  90|  2705  90|  8114  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j5.496   Z2=0.000+j5.496   Z0=0.000+j5.232   |

|2086-  |ИРГАНАЙ ГЭС Ш110| 12080  90|  4092  90|  4092  90| 12277  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j5.616   Z2=0.000+j5.616   Z0=0.000+j6.251   |

|2087-  |МАХАЧКАЛА 110  | 11822  90|  3798  90|  3798  90| 11393  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j4.129   Z2=0.000+j4.129   Z0=0.000+j3.306   |

|2088-  |ГПП       | 16079  90|  5741  90|  5741  90| 17223  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j4.947   Z2=0.000+j4.947   Z0=0.000+j5.124   |

|2089-  |ЦПП       | 13421  90|  4421  90|  4421  90| 13263  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j4.704   Z2=0.000+j4.704   Z0=0.000+j4.654   |

|2090-  |НОВАЯ      | 14114  90|  4721  90|  4721  90| 14164  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j4.316   Z2=0.000+j4.316   Z0=0.000+j3.708   |

|2091-  |ВОСТОЧНАЯ    | 15383  90|  5380  90|  5380  90| 16141  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j6.716   Z2=0.000+j6.716   Z0=0.000+j12.467  |

|2092-  |ПРИМОРСКАЯ   |  9886  90|  2564  90|  2564  90|  7691  90|

__________________________________________________________________________

Приложение В (продолжение)

| Наименование  |3х-фазное КЗ|     Одно-фазное КЗ(А0)      |

| Узел  |  Узла    |I1(moд/фаза)| I1(moд/фаза) I2(moд/фаза)  3I0(m/ф) |

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j7.816   Z2=0.000+j7.816   Z0=0.000+j16.300  |

|2095-  |ПРИОЗЕРНАЯ   |  8494  90|  2079  90|  2079  90|  6238  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j5.998   Z2=0.000+j5.998   Z0=0.000+j10.112  |

|2096-  |Ю-ВОСТОЧНАЯ 1СШ | 11070  90|  3003  90|  3003  90|  9010  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j6.347   Z2=0.000+j6.347   Z0=0.000+j11.695  |

|2097-  |Ю-ВОСТОЧНАЯ 2СШ | 10460  90|  2722  90|  2722  90|  8167  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j4.993   Z2=0.000+j4.993   Z0=0.000+j6.674   |

|2098-  |ОТПАЙКА НА НС-1 | 13297  90|  3985  90|  3985  90| 11956  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j4.685   Z2=0.000+j4.685   Z0=0.000+j4.950   |

|2099-  |ОТПАЙКА НА НС-1 | 14171  90|  4636  90|  4636  90| 13909  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j6.793   Z2=0.000+j6.793   Z0=0.000+j14.981  |

|2100-  |НС-1  1СШ   |  9774  90|  2324  90|  2324  90|  6972  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j6.585   Z2=0.000+j6.585   Z0=0.000+j13.305  |

|2101-  |НС-1  2СШ   | 10082  90|  2508  90|  2508  90|  7523  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j4.645   Z2=0.000+j4.645   Z0=0.000+j4.749   |

|2102-  |ОТПАЙКА НА ЗТМ| 14293  90|  4729  90|  4729  90| 14187  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j4.634   Z2=0.000+j4.634   Z0=0.000+j4.704   |

|2103-  |ОТПАЙКА НА ЗТМ| 14328  90|  4752  90|  4752  90| 14256  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j5.145   Z2=0.000+j5.145   Z0=0.000+j6.413   |

|2104-  |ЗТМ  1СШ    | 12904  90|  3975  90|  3975  90| 11925  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j5.234   Z2=0.000+j5.234   Z0=0.000+j6.376   |

|2105-  |ЗТМ  2СШ    | 12686  90|  3942  90|  3942  90| 11826  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j4.522   Z2=0.000+j4.522   Z0=0.000+j4.327   |

|2106-  |КАСПИЙСКАЯ ТЭЦ | 14681  90|  4965  90|  4965  90| 14896  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j4.766   Z2=0.000+j4.766   Z0=0.000+j6.168   |

|2107-  |ОТП НА ОЧ.СООР. | 13930  90|  4229  90|  4229  90| 12686  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j4.766   Z2=0.000+j4.766   Z0=0.000+j6.463   |

|2108-  |ОТП НА ОЧ.СООР. | 13930  90|  4151  90|  4151  90| 12453  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j5.766   Z2=0.000+j5.766   Z0=0.000+j10.678  |

|2109-  |ОЧ. СООРУЖЕНИЯ | 11514  90|  2989  90|  2989  90|  8968  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j5.766   Z2=0.000+j5.766   Z0=0.000+j9.652   |

|2110-  |ОЧ. СООРУЖЕНИЯ | 11514  90|  3134  90|  3134  90|  9402  90|

__________________________________________________________________________

|   U=345.0/0  Z1=0.000+j16.937  Z2=0.000+j16.937  Z0=0.000+j21.347  |

|2111-  |МАХАЧК 330 Ш.330| 11760  90|  3607  90|  3607  90| 10821  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j3.409   Z2=0.000+j3.409   Z0=0.000+j2.135   |

|2112-  |МАХАЧК 330 Ш.110| 19474  90|  7415  90|  7415  90| 22246  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j7.066   Z2=0.000+j7.066   Z0=0.000+j15.964  |

|2113-  |НС-2  1СШ   |  9396  90|  2206  90|  2206  90|  6618  90|

__________________________________________________________________________

|   U=345.0/0  Z1=0.000+j21.175  Z2=0.000+j21.175  Z0=0.000+j24.191  |

|2115-  |БОТЛИХ 330 Ш.330|  9406  90|  2993  90|  2993  90|  8980  90|

__________________________________________________________________________

Приложение В (продолжение)

| Наименование  |3х-фазное КЗ|     Одно-фазное КЗ(А0)      |

| Узел  |  Узла    |I1(moд/фаза)| I1(moд/фаза) I2(moд/фаза)  3I0(m/ф) |

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j5.128   Z2=0.000+j5.128   Z0=0.000+j3.671   |

|2116-  |БОТЛИХ 330 Ш.110| 12946  90|  4767  90|  4767  90| 14301  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j7.612   Z2=0.000+j7.612   Z0=0.000+j12.026  |

|2117-  |МАНАС ТЯГ.   |  8723  90|  2437  90|  2437  90|  7310  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j7.971   Z2=0.000+j7.971   Z0=0.000+j17.420  |

|2118-  |РАССВЕТ 1СШ  |  8330  90|  1990  90|  1990  90|  5971  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j9.276   Z2=0.000+j9.276   Z0=0.000+j19.648  |

|2119-  |РАССВЕТ 2СШ  |  7158  90|  1738  90|  1738  90|  5214  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j7.031   Z2=0.000+j7.031   Z0=0.000+j11.007  |

|2121-  |ИЗБЕРГ СЕВЕРНЫЙ |  9444  90|  2649  90|  2649  90|  7946  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j14.374  Z2=0.000+j14.374  Z0=0.000+j27.579  |

|2123-  |СЕРГОКАЛА    |  4619  90|  1179  90|  1179  90|  3536  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j13.606  Z2=0.000+j13.606  Z0=0.000+j18.010  |

|2125-  |ЛЕВАШИ     |  4880  90|  1468  90|  1468  90|  4405  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j21.406  Z2=0.000+j21.406  Z0=0.000+j30.248  |

|2126-  |АКУША      |  3102  90|  909  90|  909  90|  2726  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j8.924   Z2=0.000+j8.924   Z0=0.000+j19.970  |

|2128-  |ИЗБЕГР ЮЖНЫЙ  |  7440  90|  1756  90|  1756  90|  5267  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j8.989   Z2=0.000+j8.989   Z0=0.000+j18.051  |

|2129-  |ИЗБЕРГ ЮЖНЫЙ  |  7386  90|  1843  90|  1843  90|  5528  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j8.789   Z2=0.000+j8.789   Z0=0.000+j17.059  |

|2130-  |ОТПАЙКА     |  7554  90|  1917  90|  1917  90|  5751  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j8.724   Z2=0.000+j8.724   Z0=0.000+j18.990  |

|2131-  |ОТПАЙКА     |  7610  90|  1822  90|  1822  90|  5466  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j12.269  Z2=0.000+j12.269  Z0=0.000+j14.109  |

|2132-  |КАЯКЕНТ ТЯГ   |  5412  90|  1718  90|  1718  90|  5154  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j13.207  Z2=0.000+j13.207  Z0=0.000+j18.546  |

|2133-  |КАЯКЕНТ 1СШ  |  5027  90|  1477  90|  1477  90|  4430  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j11.034  Z2=0.000+j11.034  Z0=0.000+j28.594  |

|2134-  |КАЯКЕНТ 2СШ  |  6018  90|  1311  90|  1311  90|  3932  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j12.427  Z2=0.000+j12.427  Z0=0.000+j36.196  |

|2135-  |МАМЕДКАЛА 1СШ |  5343  90|  1088  90|  1088  90|  3263  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j13.988  Z2=0.000+j13.988  Z0=0.000+j22.255  |

|2136-  |МАМЕДКАЛА 2СШ |  4747  90|  1322  90|  1322  90|  3965  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j10.964  Z2=0.000+j10.964  Z0=0.000+j25.881  |

|2137-  |ДАГ. ОГНИ 1СШ |  6056  90|  1389  90|  1389  90|  4166  90|

__________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j10.995  Z2=0.000+j10.995  Z0=0.000+j30.500  |

|2138-  |ДАГ. ОГНИ 2СШ |  6039  90|  1265  90|  1265  90|  3795  90|

__________________________________________________________________________

|   U=345.0/0  Z1=0.000+j21.566  Z2=0.000+j21.566  Z0=0.000+j36.791  |

|2139-  |ДЕРБЕНТ 330 Ш330|  9236  90|  2492  90|  2492  90|  7477  90|

__________________________________________________________________________

Приложение В (продолжение)

| Наименование  |3х-фазное КЗ|     Одно-фазное КЗ(А0)      |

| Узел  |  Узла    |I1(moд/фаза)| I1(moд/фаза) I2(moд/фаза)  3I0(m/ф) |

______________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j5.098   Z2=0.000+j5.098   Z0=0.000+j3.305   |

|2140-  |ДЕРБЕНТ 330 Ш110| 13023  90|  4918  90|  4918  90| 14753  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j7.498   Z2=0.000+j7.498   Z0=0.000+j11.997  |

|2141-  |ДЕРБЕНТ CЕВ 1СШ|  8855  90|  2460  90|  2460  90|  7379  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j7.498   Z2=0.000+j7.498   Z0=0.000+j13.685  |

|2142-  |ДЕРБЕНТ СЕВ 2СШ|  8855  90|  2315  90|  2315  90|  6945  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j9.698   Z2=0.000+j9.698   Z0=0.000+j19.086  |

|2143-  |ДЕРБЕНТ ЗАПАДНЫЙ|  6846  90|  1725  90|  1725  90|  5176  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j9.698   Z2=0.000+j9.698   Z0=0.000+j19.980  |

|2144-  |ДЕРБЕНТ ЗАПАДНЫЙ|  6846  90|  1686  90|  1686  90|  5059  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j13.598  Z2=0.000+j13.598  Z0=0.000+j32.508  |

|2145-  |ГЕДЖУХ 1СШ   |  4883  90|  1112  90|  1112  90|  3336  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j13.598  Z2=0.000+j13.598  Z0=0.000+j39.143  |

|2146-  |ГЕДЖУХ 2СШ   |  4883  90|  1001  90|  1001  90|  3003  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j43.300  Z2=0.000+j43.300  Z0=0.000+j60.818  |

|2147-  |РУТУЛ      |  1533  90|  450  90|  450  90|  1351  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j6.295   Z2=0.000+j6.295   Z0=0.000+j8.233   |

|2148-  |ОТП. НА ДЕРБ.ТЯГ| 10548  90|  3189  90|  3189  90|  9566  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j6.295   Z2=0.000+j6.295   Z0=0.000+j8.233   |

|2149-  |ОТП. НА ДЕРБ.ТЯГ| 10548  90|  3189  90|  3189  90|  9566  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j7.295   Z2=0.000+j7.295   Z0=0.000+j11.615  |

|2150-  |ДЕРБЕНТ ТЯГОВАЯ |  9102  90|  2534  90|  2534  90|  7601  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j8.123   Z2=0.000+j8.123   Z0=0.000+j16.148  |

|2151-  |ОТП НА АРАБЛИНКУ|  8174  90|  2050  90|  2050  90|  6149  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j8.123   Z2=0.000+j8.123   Z0=0.000+j16.148  |

|2152-  |ОТП НА АРАБЛИНКУ|  8174  90|  2050  90|  2050  90|  6149  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j8.723   Z2=0.000+j8.723   Z0=0.000+j18.756  |

|2153-  |АРАБЛИНКА 1СШ |  7612  90|  1834  90|  1834  90|  5502  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j8.723   Z2=0.000+j8.723   Z0=0.000+j18.756  |

|2154-  |АРАБЛИНКА 2СШ |  7612  90|  1834  90|  1834  90|  5502  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j9.197   Z2=0.000+j9.197   Z0=0.000+j18.736  |

|2155-  |ОТП. НА САМУР  |  7219  90|  1788  90|  1788  90|  5364  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j9.197   Z2=0.000+j9.197   Z0=0.000+j18.736  |

|2156-  |ОТП. НА САМУР  |  7219  90|  1788  90|  1788  90|  5364  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j12.297  Z2=0.000+j12.297  Z0=0.000+j28.865  |

|2157-  |САМУР 1СШ   |  5399  90|  1242  90|  1242  90|  3726  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j12.297  Z2=0.000+j12.297  Z0=0.000+j28.865  |

|2158-  |САМУР 2СШ   |  5399  90|  1242  90|  1242  90|  3726  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j8.972   Z2=0.000+j8.972   Z0=0.000+j12.297  |

|2159-  |БЕЛИДЖИ     |  7400  90|  2195  90|  2195  90|  6586  90|

________________________________________________________________________________

Приложение В (продолжение)

| Наименование  |3х-фазное КЗ|     Одно-фазное КЗ(А0)      |

| Узел  |  Узла    |I1(moд/фаза)| I1(moд/фаза) I2(moд/фаза)  3I0(m/ф) |

______________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j14.915  Z2=0.000+j14.915  Z0=0.000+j22.259  |

|2161-  |СОВЕТСКАЯ    |  4451  90|  1275  90|  1275  90|  3824  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j17.635  Z2=0.000+j17.635  Z0=0.000+j22.206  |

|2162-  |КАСУМКЕНТ    |  3765  90|  1155  90|  1155  90|  3466  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j14.329  Z2=0.000+j14.329  Z0=0.000+j20.657  |

|2163-  |ТАГИРКЕНТ    |  4634  90|  1346  90|  1346  90|  4039  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j18.663  Z2=0.000+j18.663  Z0=0.000+j21.523  |

|2164-  |МАГАРАМКЕНТ   |  3557  90|  1128  90|  1128  90|  3385  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j24.146  Z2=0.000+j24.146  Z0=0.000+j30.769  |

|2165-  |ЗАРЕЧНАЯ    |  2750  90|  840  90|  840  90|  2519  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j29.169  Z2=0.000+j29.169  Z0=0.000+j31.025  |

|2166-  |УСУХЧАЙ     |  2276  90|  743  90|  743  90|  2229  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j30.300  Z2=0.000+j30.300  Z0=0.000+j29.288  |

|2167-  |АХТЫ      |  2191  90|  739  90|  739  90|  2216  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j29.358  Z2=0.000+j29.358  Z0=0.000+j33.706  |

|2168-  |КУРАХ      |  2262  90|  718  90|  718  90|  2155  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j7.648   Z2=0.000+j7.648   Z0=0.000+j11.236  |

|2170-  |НОВЫЙ ИРГАНАЙ  |  8681  90|  2502  90|  2502  90|  7507  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j7.171   Z2=0.000+j7.171   Z0=0.000+j14.971  |

|2172-  |ОТП НА РАССВЕТ |  9259  90|  2265  90|  2265  90|  6795  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j8.476   Z2=0.000+j8.476   Z0=0.000+j16.820  |

|2173-  |ОТП НА РАССВЕТ |  7833  90|  1966  90|  1966  90|  5898  90|

________________________________________________________________________________

|   U=345.0/0  Z1=0.000+j15.055  Z2=0.000+j15.055  Z0=0.000+j20.500  |

|2174-  |РП БУЙНАКСК   | 13230  90|  3936  90|  3936  90| 11807  90|

________________________________________________________________________________

|   U=345.0/0  Z1=0.000+j19.729  Z2=0.000+j19.729  Z0=0.000+j22.659  |

|2175-  |ИНХОЙСКАЯ ГЭС  | 10096  90|  3207  90|  3207  90|  9620  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j11.102  Z2=0.000+j11.102  Z0=0.000+j13.090  |

|2176-  |ГУНИБ      |  5981  90|  1881  90|  1881  90|  5644  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j11.826  Z2=0.000+j11.826  Z0=0.000+j17.184  |

|2177-  |ЗАИБ      |  5614  90|  1626  90|  1626  90|  4878  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j15.317  Z2=0.000+j15.317  Z0=0.000+j21.527  |

|2178-  |ШАМИЛЬСКОЕ   |  4335  90|  1273  90|  1273  90|  3819  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j17.908  Z2=0.000+j17.908  Z0=0.000+j25.268  |

|2179-  |ГИДАТЛЬ     |  3708  90|  1087  90|  1087  90|  3261  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j22.603  Z2=0.000+j22.603  Z0=0.000+j26.507  |

|2180-  |АНЦУХ      |  2937  90|  926  90|  926  90|  2778  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j11.017  Z2=0.000+j11.017  Z0=0.000+j14.008  |

|2181-  |ОТП. НА ТАШКАПУР|  6027  90|  1842  90|  1842  90|  5527  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j11.048  Z2=0.000+j11.048  Z0=0.000+j14.503  |

|2182-  |ТАШКАПУР    |  6010  90|  1814  90|  1814  90|  5442  90|

________________________________________________________________________________

Приложение В (продолжение)

| Наименование  |3х-фазное КЗ|     Одно-фазное КЗ(А0)      |

| Узел  |  Узла    |I1(moд/фаза)| I1(moд/фаза) I2(moд/фаза)  3I0(m/ф) |

______________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j6.716   Z2=0.000+j6.716   Z0=0.000+j12.467  |

|2183-  |ПРИМОРСКАЯ   |  9886  90|  2564  90|  2564  90|  7691  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j7.816   Z2=0.000+j7.816   Z0=0.000+j16.300  |

|2184-  |ПРИОЗЕРНАЯ   |  8494  90|  2079  90|  2079  90|  6238  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j5.198   Z2=0.000+j5.198   Z0=0.000+j6.410   |

|2185-  |ОТПАЙКА НА ЦПП | 12774  90|  3951  90|  3951  90| 11853  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j5.547   Z2=0.000+j5.547   Z0=0.000+j8.263   |

|2187-  |ОТП. НА Ю-ВОСТОЧ| 11969  90|  3430  90|  3430  90| 10290  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j6.166   Z2=0.000+j6.166   Z0=0.000+j13.449  |

|2188-  |ОТПАЙКА НА НС-2 | 10767  90|  2575  90|  2575  90|  7726  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j6.129   Z2=0.000+j6.129   Z0=0.000+j7.450   |

|2189-  |КРАСНОАРМЕЙСКАЯ | 10834  90|  3369  90|  3369  90| 10107  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j9.964   Z2=0.000+j9.964   Z0=0.000+j22.666  |

|2190-  |ОТП. НА ПС ОГНИ |  6664  90|  1559  90|  1559  90|  4676  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j10.195  Z2=0.000+j10.195  Z0=0.000+j27.698  |

|2191-  |ОТП. НА ПС ОГНИ |  6513  90|  1381  90|  1381  90|  4142  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j13.188  Z2=0.000+j13.188  Z0=0.000+j21.270  |

|2192-  |ОТП НА МАМЕДКАЛУ|  5035  90|  1393  90|  1393  90|  4180  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j12.507  Z2=0.000+j12.507  Z0=0.000+j15.825  |

|2194-  |ОТП НА КАЯКЕНТ |  5309  90|  1626  90|  1626  90|  4877  90|

________________________________________________________________________________

|   U=345.0/0  Z1=0.000+j15.912  Z2=0.000+j15.912  Z0=0.000+j26.911  |

|2195-  |ЯШМА      | 12518  90|  3391  90|  3391  90| 10174  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j8.498   Z2=0.000+j8.498   Z0=0.000+j16.296  |

|2196-  |ОТП. НА ГЕДЖУХ |  7813  90|  1994  90|  1994  90|  5983  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j8.498   Z2=0.000+j8.498   Z0=0.000+j15.269  |

|2197-  |ОТП. НА ГЕДЖУХ |  7813  90|  2058  90|  2058  90|  6173  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j16.978  Z2=0.000+j16.978  Z0=0.000+j23.877  |

|2199-  |МОРСКАЯ     |  3911  90|  1148  90|  1148  90|  3444  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j7.295   Z2=0.000+j7.295   Z0=0.000+j11.615  |

|2200-  |ДЕРБЕНТ ТЯГ.  |  9102  90|  2534  90|  2534  90|  7601  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j24.770  Z2=0.000+j24.770  Z0=0.000+j33.777  |

|2201-  |КАПИР      |  2680  90|  797  90|  797  90|  2391  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j6.986   Z2=0.000+j6.986   Z0=0.000+j13.156  |

|2202-  |УНЦУКУЛЬ    |  9504  90|  2447  90|  2447  90|  7342  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j8.372   Z2=0.000+j8.372   Z0=0.000+j9.632   |

|2203-  |ГКЗ       |  7930  90|  2517  90|  2517  90|  7551  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j6.986   Z2=0.000+j6.986   Z0=0.000+j13.156  |

|2204-  |УНЦУКУЛЬ    |  9504  90|  2447  90|  2447  90|  7342  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j15.612  Z2=0.000+j15.612  Z0=0.000+j25.880  |

|2205-  |ЭЧЕДА      |  4253  90|  1163  90|  1163  90|  3488  90|

________________________________________________________________________________

Приложение В (продолжение)

| Наименование  |3х-фазное КЗ|     Одно-фазное КЗ(А0)      |

| Узел  |  Узла    |I1(moд/фаза)| I1(moд/фаза) I2(moд/фаза)  3I0(m/ф) |

______________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j21.757  Z2=0.000+j21.757  Z0=0.000+j32.376  |

|2206-  |ШАУРИ      |  3052  90|  875  90|  875  90|  2625  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j22.919  Z2=0.000+j22.919  Z0=0.000+j32.944  |

|2207-  |КИДЕРО     |  2897  90|  843  90|  843  90|  2528  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j24.111  Z2=0.000+j24.111  Z0=0.000+j33.381  |

|2208-  |БЕЖТА      |  2754  90|  814  90|  814  90|  2441  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j12.202  Z2=0.000+j12.202  Z0=0.000+j16.212  |

|2210-  |ЦУРИБ      |  5441  90|  1635  90|  1635  90|  4904  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j14.609  Z2=0.000+j14.609  Z0=0.000+j17.396  |

|2211-  |СОГРАТЛЬ    |  4545  90|  1424  90|  1424  90|  4273  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j15.525  Z2=0.000+j15.525  Z0=0.000+j18.267  |

|2212-  |КУМУХ      |  4277  90|  1346  90|  1346  90|  4039  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j23.525  Z2=0.000+j23.525  Z0=0.000+j39.790  |

|2213-  |ВАЧИ      |  2822  90|  765  90|  765  90|  2294  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j4.956   Z2=0.000+j4.956   Z0=0.000+j6.595   |

|2217-  |ХАСАВЮРТ    | 13398  90|  4022  90|  4022  90| 12067  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j11.317  Z2=0.000+j11.317  Z0=0.000+j18.958  |

|2219-  |ТАТАЮРТ     |  5867  90|  1596  90|  1596  90|  4789  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j5.051   Z2=0.000+j5.051   Z0=0.000+j5.881   |

|2221-  |ПРИГОРОДНАЯ   | 13146  90|  4154  90|  4154  90| 12463  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j6.841   Z2=0.000+j6.841   Z0=0.000+j11.762  |

|2222-  |ЛЕНИНКЕНТ    |  9706  90|  2610  90|  2610  90|  7829  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j6.420   Z2=0.000+j6.420   Z0=0.000+j8.416   |

|2223-  |ТЕПЛИЧНЫЙ К-Т  | 10342  90|  3124  90|  3124  90|  9371  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j7.242   Z2=0.000+j7.242   Z0=0.000+j11.276  |

|2224-  |ПРОМЗОНА    |  9167  90|  2577  90|  2577  90|  7732  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j7.242   Z2=0.000+j7.242   Z0=0.000+j11.276  |

|2225-  |ПРОМЗОНА    |  9167  90|  2577  90|  2577  90|  7732  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j14.071  Z2=0.000+j14.071  Z0=0.000+j32.695  |

|2226-  |КАРАБУДАХКЕНТ  |  4719  90|  1091  90|  1091  90|  3274  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j8.378   Z2=0.000+j8.378   Z0=0.000+j16.904  |

|2227-  |КУРОРТНАЯ    |  7925  90|  1973  90|  1973  90|  5918  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j7.536   Z2=0.000+j7.536   Z0=0.000+j15.518  |

|2228-  |КУРОРТНАЯ    |  8811  90|  2170  90|  2170  90|  6511  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j5.212   Z2=0.000+j5.212   Z0=0.000+j8.196   |

|2229-  |ЛАЗУРНЫЙ БЕРЕГ | 12739  90|  3566  90|  3566  90| 10697  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j5.080   Z2=0.000+j5.080   Z0=0.000+j7.601   |

|2230-  |ЛАЗУРНЫЙ БЕРЕГ | 13070  90|  3738  90|  3738  90| 11215  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j22.888  Z2=0.000+j22.888  Z0=0.000+j30.958  |

|2232-  |ОТП НА РОДНИКОВУ|  2901  90|  865  90|  865  90|  2596  90|

________________________________________________________________________________

Приложение В (продолжение)

| Наименование  |3х-фазное КЗ|     Одно-фазное КЗ(А0)      |

| Узел  |  Узла    |I1(moд/фаза)| I1(moд/фаза) I2(moд/фаза)  3I0(m/ф) |

______________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j23.188  Z2=0.000+j23.188  Z0=0.000+j31.782  |

|2233-  |РОДНИКОВАЯ   |  2863  90|  849  90|  849  90|  2548  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j26.788  Z2=0.000+j26.788  Z0=0.000+j32.907  |

|2234-  |КАЙТАГ     |  2479  90|  768  90|  768  90|  2303  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j42.588  Z2=0.000+j42.588  Z0=0.000+j59.763  |

|2235-  |УРКУТА     |  1559  90|  458  90|  458  90|  1374  90|

________________________________________________________________________________

|   U=115.0/0  Z1=0.000+j46.888  Z2=0.000+j46.888  Z0=0.000+j68.557  |

|2236-  |НАЦИ      |  1416  90|  409  90|  409  90|  1227  90|

________________________________________________________________________________

Приложение Г

Вводы электросетевых объектов напряжением 330 кВ (включая техническое перевооружение) и потребность в инвестициях

в период 2010, 2011-2016 годы на территории Республики Дагестан (объекты принадлежащие ФСК «ЕЭС» МЭС Юга)

Цены приведены на 2010 г

Электросетевые объекты

Всего ввод км, МВА

Всего инвестиций, млн. руб

в том числе по годам

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

1. Новые вводы

ВЛ 330 кВ Моздок – Артем с ПС

330 кВ Артем с заходами ВЛ 330кВ

Чирюрт - Махачкала

274км,

2х3км,

2х125МВА

5092,4

2142,4

280км,

125 МВА

1000,0

1000,0

600,0

125

МВА

350,0

ВЛ 330 кВ Артем – Дербент с

реконструкцией ПС 330 кВ Дербент

175км

3059,6

50,0

150,0

500,0

1000,0

175км

1300,0

59,6

ВЛ 330кВ Ирганайская ГЭС-Чирюрт с расширением ПС 330 кВ Чирюрт

73,8км

1350,0

20,0

115,0

200,0

73,8км

900,0

115,0

ПС 330 кВ Кизляр с заходами ВЛ 330 кВ Буденновск-Чирюрт

2х125МВА

2500

15,0

122,0

1000,0

125

МВА

1000,0

125

МВА

363,0

ВЛ 330 кВ Дербент – госграница *

(на ПС Апшерон ОЭС Азербайджана)

50км*

1203,2

200,0*

50км*

1003,2*

Итого вводы ВЛ 330 кВ

578,8

0

280,0

0

73,8

175,0

50,0

0

Итого вводы ПС 330 кВ

500,0

0

125,0

0

0

125,0

125,0

125,0

Всего инвестиций в объекты 330кВ

13205,2

2212,4

1265,0

1715,0

2622,0

2965,0

2062,8

363,0

2.Замена оборудования (реконструкция и техперевооружение)

ПС Чирюрт (замена АТ 125 МВА)

200МВА

137,7

200МВА

159,7

реконструкция ПС Махачкала (замена АТ 125 МВА, выкл.110кВ,330кВ)

200МВА

384,3

64,54

79,75

200МВА

169,08

70,89

Итого по ПС 330 кВ

400

200

0

0

200

0

0

0

Всего инвестиций в объекты 330кВ

544,0

159,7

64,5

79,8

169,1

70,9

0,0

0,0

ИТОГО ИНВЕСТИЦИЙ В ОБЪЕКТЫ 330 КВ

13749,2

2372,1

1329,5

1794,8

2791,1

3035,9

2062,8

363,0

*- необходимо обоснование строительства (необходимость в строительстве при увеличении экспорта мощности в Азербайджан до 500 МВт)

Приложение Г (продолжение)

Вводы электросетевых объектов 35 и 110 кВ (включая техническое перевооружение) и потребность в инвестициях

в период 2010-2016 годы Центральный ПУ

Цены приведены на 2010 г

Электросетевые объекты

Всего ввод км, МВА

Всего инвестиций, млн. руб

в том числе по годам

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

1. Новые вводы

ВЛ 110 кВ

Артем-Промзона

10,0

137,6

10

137,6

Артем-Ленинкент

18,0

142,6

18

142,6

Ленинкент-Тепличный к-т

10,0

79,2

10,0

79,2

Махачкала 110 - Тепличный к-т

4,5

31,9

4,5

31,9

Заходы на Новолакстрой

2,5

34,4

2,5

34,4

Итого по ВЛ 110 кВ

45,0

425,7

0,0

0,0

0,0

0,0

10,0

137,6

0,0

0,0

35,0

288,1

0,0

0,0

0,0

0,0

Всего вводы по ВЛ 110-35 кВ

45,0

425,7

0,0

0,0

0,0

0,0

10,0

137,6

0,0

0,0

35,0

288,1

0,0

0,0

0,0

0,0

ПС 110 кВ

Промзона

126,0

325,7

126,0

325,7

Новолакстрой

32,0

304,0

32,0

304,0

Лазурный берег

20,0

249,5

20,0

249,5

Пригородная

20,0

292,3

20,0

292,3

Курортная

20,0

249,5

20,0

249,5

Тепличный к-т (перевод на 110 кВ)

32,0

330,7

32,0

330,7

Ленинкент (перевод на 110 кВ)

12,6

296,7

12,6

296,7

Карабудахкент (перевод на 110 кВ)

10,0

199,2

10,0

199,2

Итого по ПС 110 кВ

272,6

2247,6

0,0

0,0

0,0

0,0

126,0

325,7

0,0

0,0

76,6

931,4

50,0

698,2

20,0

292,3

Всего вводы по ПС 110-35 кВ

272,6

2247,6

0,0

0,0

0,0

0,0

126,0

325,7

0,0

0,0

76,6

931,4

50,0

698,2

20,0

292,3

Приложение Г (продолжение)

Вводы электросетевых объектов 35 и 110 кВ (включая техническое перевооружение) и потребность в инвестициях

в период 2010, 2011-2016 годы Центральный ПУ

Цены приведены на 2010 г

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

2.Замена оборудования (реконструкция и техперевооружение)

ВЛ 110 кВ

Буйнакск-1 - Буйнакск-2

9,0

71,3

9,0

71,3

Махачкала 330 - Изберг Северная (замена провода на АС-240) обе цепи

74,3

588,6

74,3

588,6

ГПП-Компас

6,7

53,1

6,7

53,1

Чирюрт-330-Шамхал-тяговая

14,0

110,9

14,0

110,9

Восточная-Каспийская ТЭЦ (замена провода на АС-240) обе цепи

24,2

191,7

24,2

191,7

Итого по ВЛ 110 кВ

128,2

1015,6

0,0

0,0

24,2

191,7

23,0

182,2

0,0

0,0

0,0

0,0

81,0

641,7

0,0

0,0

ВЛ 35 кВ

Буйнакск-1 -Такалай

6,0

35,0

6,0

35,0

Итого по ВЛ 35 кВ

6,0

35,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

6,0

35,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Всего замена по ВЛ 110-35 кВ

134,20

1050,60

0,00

0,00

24,20

191,70

23,00

182,20

6,00

35,00

0,00

0,00

81,00

641,70

0,00

0,00

ПС 110 кВ

Изберг Южная (зам.Т1, КРУ-6)

6,3

16,6

6,3

16,6

Махачкала-110(зам. выкл.35кВ-1яч, КРУН-10, уст.и зам.выкл110кВ-6яч)

238,3

238,3

Приморская (зам.Т1,уст. выкл.110кВ-1яч.)

16,0

58,9

37,1

16,0

21,8

Рассвет (зам.Т2, выкл.35кВ-5яч.,КРУ-10)

16,0

63,6

16,0

27,8

35,8

ГПП (зам Т1,Т2,выкл.110кВ-11яч.,КРУ-6)

80,0

493,8

80,0

493,8

Новая (зам.выкл110кВ-4яч,35кВ-2яч.КРУН-10)

172,6

172,6

ЦПП (замТ1,Т2,выкл.110кВ-3яч.,КРУ-6)

80,0

192,9

80,0

192,9

Приозерная (зам. выкл.35кВ-7яч.)

40,9

40,9

Компас (зам.выкл.110кВ-3яч., КРУ-10)

122,3

122,3

Изберг-Северная (зам выкл.110кВ-8яч.,

35кВ-5яч., КРУ-10)

339,3

339,3

Приложение Г (продолжение)

Вводы электросетевых объектов 35 и 110 кВ (включая техническое перевооружение) и потребность в инвестициях

в период 2010, 2011-2016 годы Центральный ПУ

Цены приведены на 2010 г

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

Буйнакск-1 (зам.выкл110кВ-7яч,35кВ-8яч,КРУ6)

312,1

312,1

Буйнакск-2 (зам.выкл. 110кВ-6яч.,КРУ-6)

227,4

227,4

Насосная-1 (уст.выкл.110кВ-2яч., зам.КРУ-6

78,7

78,7

Насосная-2 (зам.выкл.110кВ-1яч.,КРУ-6)

39,1

39,1

Шамхал (зам.выкл.110кВ-3яч.,35кВ-7яч.)

152,0

152,0

Сергокала (зам.выкл.110кВ-3яч., 35кВ-4яч.)

134,5

134,5

Н.Чиркей (зам.выкл.110кВ-1яч., КРУ-10)

39,1

39,1

Оч.сооружения (зам.выкл.110кВ-2яч.,КРУ-6)

83,2

83,2

Итого по ПС 110 кВ

198,3

2805,3

0,0

0,0

0,0

37,1

0,0

0,0

16,0

27,8

6,3

370,7

16,0

829,8

160,0

1539,9

ПС 35 кВ

Алмало (зам. КРУ-10)

4,1

4,1

Полигон "Солнце" (зам.Т1, КРУ-10)

2,5

13,3

2,5

13,3

Халимбекаул (зам.выкл.35кВ-1 яч.)

5,8

5,8

Дурмаз (зам.выкл.35кВ-2 яч.)

11,7

11,7

Такалай (зам КРУ-10)

5,6

5,6

Согратль (зам.выкл.35кВ-1яч., КРУН-10)

9,4

9,4

НИИСХ (зам.выкл.35кВ-2яч., КРУН-10)

17,8

17,8

Казанище (зам.выкл.35кВ-7яч., КРУ-10)

46,9

46,9

Гурбуки (зам.выкл.35кВ-1яч., КРУ-10)

7,9

7,9

Эрпели (зам.выкл.35кВ-1яч., КРУ-10)

8,4

8,4

Мулебки (зам.выкл.35кВ-1яч., КРУ-10)

7,9

7,9

Радиоцентр (зам.Т1, КРУН-10)

4,0

14,3

4,0

14,3

Сулак (зам.выкл.35кВ-3яч.)

17,5

17,5

Дженгутай (зам Т2, выкл.35кВ-3яч, КРУН-10)

4,0

32,9

4,0

32,9

Параул (зам.выкл.35кВ-5яч., КРУН-10)

35,3

35,3

Итого по ПС 35 кВ

10,5

238,8

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

44,7

6,5

92,6

4,0

101,5

Всего замена по ПС 110-35 кВ

208,8

3044,1

0,0

0,0

0,0

37,1

0,0

0,0

16,0

27,8

6,3

415,4

22,5

922,4

164,0

1641,4

3. Всего по ВЛ и ПС 110-35 кВ

6768,0

0

228,8

645,5

62,8

1634,9

2262,3

1933,7

Приложение Г (продолжение)

Вводы электросетевых объектов 35 и 110 кВ (включая техническое перевооружение) и потребность в инвестициях

в период 2010, 2011-2016 годы Затеречный ПУ

Цены приведены на 2010 г

Электросетевые объекты

Всего ввод км, МВА

Всего инвести

ций, млн. руб

в том числе по годам

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

1. Новые вводы

ВЛ 110 кВ

Кизляр-1-Кизляр-330

10,0

79,2

10,0

79,2

Заход на ПС Таловка

6,4

45,4

6,4

45,4

Итого по ВЛ 110 кВ

16,4

124,6

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

16,4

124,6

0,0

0,0

Всего вводы по ВЛ 110-35 кВ

16,4

124,6

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

16,4

124,6

0,0

0,0

2. Замена оборудования (реконструкц.

и техническое перевооружение)

ПС 110 кВ

Таловка (уст.Т2,выкл.110кВ-1яч,зам КРУ-10)

2,5

53,9

2,5

53,9

Кизляр-2 (зам.Т2,выкл.110кВ-9яч.,КРУ-10)

16,0

368,8

16,0

368,8

Т-Мектеб (уст.выкл 110кВ-2яч., зам.Т1,Т2)

20,0

122,1

20,0

122,1

Тарумовка (зам.выкл.110кВ-6яч., 35кВ-5яч)

251,5

251,5

Кочубей (зам.Т1,Т2,выкл.110кВ-7яч.,35кВ-6яч)

20,0

342,3

20,0

342,3

Александрия (зам Т1,Т2,КРУ-10, уст. выкл 110кВ-2яч)

20,0

126,6

20,0

126,6

Арсланбек (зам.КРУ-10)

4,1

4,1

Калиновская (зам.КРУ-10)

4,6

4,6

Коминтерн (зам.КРУ-10)

3,0

3,0

Южносухокумская (зам Т1,Т2, выкл.110кВ-2яч.

выкл.35кВ-6 яч., КРУ-6)

20,0

163,7

20,0

163,7

Кизляр-1 (зам. Т1,Т2, выкл. 110кВ-7яч, 35кВ-9яч)

50,0

376,6

50,0

376,6

Итого по ПС 110 кВ

148,5

1817,2

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

68,5

799,3

40,0

251,7

40,0

766,2

Приложение Г (продолжение)

Вводы электросетевых объектов 35 и 110 кВ (включая техническое перевооружение) и потребность в инвестициях

в период 2010, 2011-2016 годы Затеречный ПУ

Цены приведены на 2010 г

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

ПС 35 кВ

Б.Арашевка (зам.КРУ-10)

4,6

4,6

Крайновка (зам.КРУ-10)

3,6

3,6

Михеевка (зам.КРУ-10)

5,6

5,6

Некрасовка (зам.КРУ-10)

3,0

3,0

Октябрьская (зам.КРУ-10)

4,1

4,1

Черняевка (зам.Т1,КРУ-10)

2,5

11,3

2,5

11,3

Брянск (зам.КРУ-10)

3,0

3,0

Карагас (зам.Т1, КРУ-10)

2,5

12,3

2,5

12,3

Кумбатор (зам.Т1, КРУ-10)

2,5

12,3

2,5

12,3

Кормосовхоз (зам.КРУ-10)

2,5

2,5

Огузер (зам.КРУ-10)

3,6

3,6

Привольная (зам.КРУ-10)

7,1

7,1

Буруны (зам.Т1,КРУ-10)

1,8

11,8

1,8

11,8

Хуцеевка (зам.Т1, КРУ-10)

2,5

12,8

2,5

12,8

22 партсъезд (зам.Т1, КРУ-10)

1,8

12,3

1,8

12,3

Грузинская (зам.Т1, КРУ-10)

1,6

11,8

1,6

11,8

Бажиган (зам.Т1,выкл.35кВ-1яч,КРУ-6)

1,6

17,1

1,6

17,1

Ногайская (зам.Т1,выкл.35кВ-1яч,КРУ-6)

1,6

17,1

1,6

17,1

Степная (зам.выкл.35кВ-1яч., КРУ-10)

8,4

8,4

Красный партизан (зам.Т1, выкл.35кВ-1яч, КРУ-10)

1,6

18,1

1,6

18,1

Солончаковая (зам.Т1,вык.35кВ-2яч,КРУ-10)

4,0

24,0

4,0

24,0

Граничная (зам.выкл.35кВ-1яч., КРУ-10)

7,9

7,9

3-я ферма (зам.выкл.35кВ-3яч.,КРУ-10)

20,6

20,6

Итого по ПС 35 кВ

24,0

234,9

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

5,6

49,2

8,2

75,0

10,2

110,7

Всего замена по ПС 110-35 кВ

172,5

2052,1

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

74,1

848,5

48,2

326,7

50,2

876,9

3. Всего по ВЛ и ПС 110-35 кВ

2176,7

0,0

0,0

0,0

0,0

848,5

451,3

876,9

Приложение Г (продолжение)

Вводы электросетевых объектов 35 и 110 кВ (включая техническое перевооружение) и потребность в инвестициях

в период 2010, 2011-2016 годы Северный ПУ

Цены приведены на 2010 г

Электросетевые объекты

Всего ввод км, МВА

Всего инвестиций, млн. руб

в том числе по годам

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

1. Новые вводы

ВЛ 110 кВ

Акташ-Дружба

21,1

149,6

21,1

149,6

Итого по ВЛ 110 кВ

21,1

149,6

0,0

0,0

0,0

0,0

21,1

149,6

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Всего вводы по ВЛ 110-35 кВ

21,1

149,6

0,0

0,0

0,0

0,0

21,1

149,6

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ПС 110 кВ

Дружба-110

32,0

335,3

32,0

335,3

Хасавюрт

32,0

299,3

32,0

299,3

Татаюрт (рек. и перевод на 110 кВ, зам.Т1,Т2 35/10кВ)

18,0

137,4

18,0

137,4

Итого по ПС 110 кВ

82,0

772,0

0,0

0,0

0,0

0,0

32,0

335,3

50,0

436,7

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Всего вводы по ПС 110-35 кВ

82,0

772,0

0,0

0,0

0,0

0,0

32,0

335,3

50,0

436,7

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

2. Замена оборудования (реконструкц.

и техническое перевооружение)

ВЛ 110 кВ

Акташ-Куруш-Сулевкент-Бабаюрт

25,2

178,6

2,0

14,2

23,2

164,44

Бабаюрт - Львовская с заходом на ПС Татаюрт

18,4

130,7

18,4

130,7

Чирюртская ГЭС-Кизилюрт-Ярыксу

26,9

213,1

26,9

213,1

Итого по ВЛ 110 кВ

70,5

522,4

2,0

14,2

50,1

377,5

0,0

0,0

18,4

130,7

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ВЛ 35 кВ

Бабаюрт-Туршунай

8,4

49,0

8,4

49,0

Бабаюрт-Татаюрт

22,5

131,3

22,5

131,3

Львовская-Татаюрт

25,8

150,6

25,8

150,6

Итого по ВЛ 35 кВ

56,7

330,9

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

8,4

49,0

48,3

281,9

0,0

0,0

0,0

0,0

Приложение Г (продолжение)

Вводы электросетевых объектов 35 и 110 кВ (включая техническое перевооружение) и потребность в инвестициях

в период 2010, 2011-2016 годы Северный ПУ

Цены приведены на 2010 г

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

Всего замена по ВЛ 110-35 кВ

127,2

853,3

2,0

14,2

50,1

377,5

0,0

0,0

26,8

179,7

22,5

131,3

25,8

150,6

0,0

0,0

ПС 110 кВ

Акташ (зам.Т1,уст.выкл.110кВ-1яч., зам. выкл. 110кВ-7яч, зам.выкл.35кВ-6яч, зам.КРУ-10)

40,0

377,1

40,0

340,0

37,1

Бабаюрт (зам.Т2,выкл.35кВ-4яч, КРУ-10)

16,0

62,0

16,0

62,0

Дылым (уст.выкл.110кВ-2яч.)

0,0

74,2

74,2

Куруш (уст.Т2,выкл.110кВ-1яч., КРУ-10)

6,3

59,4

6,3

59,4

Чиркей ГПП (зам.Т2, выкл.110кВ-8яч, КРУ-6)

16,0

333,8

16,0

333,8

Миатлы (зам.Т1,Т2, выкл.110кВ-5яч, КРУ-6)

12,6

227,9

12,6

227,9

Ярыксу (зам.Т2,выкл.110кВ-5яч, выкл.35кВ-7яч, КРУ-10)

25,0

267,6

25,0

32,4

235,2

Сулевкент (уст.Т2, уст выкл.110кВ - 2яч., зам.КРУ-10)

6,3

97,4

6,3

97,4

Львовская (уст.выкл.110кВ-1яч.)

0,0

37,1

37,1

ЗФС (зам.Т1, КРУ-6)

40,0

42,6

40,0

42,6

Итого по ПС 110 кВ

162,2

1579,1

25,0

32,4

40,0

340,0

0,0

37,1

0,0

37,1

38,3

567,4

6,3

294,6

52,6

270,5

ПС 35 кВ

Димитрово (зам. Т1)

4,0

9,3

4,0

9,3

Нечаевка (зам.Т1, Т2,выкл.35кВ-3яч,КРУ-10)

8,0

35,8

8,0

35,8

Стальск (уст.Т2, выкл.35кВ-1яч.,КРУ-10)

4,0

15,3

4,0

15,3

Хамаматюрт (зам.Т1,Т2, выкл.35кВ-3яч, КРУ-10)

8,0

35,3

8,0

35,3

Костек (зам.Т1, выкл.35кВ-3яч., КРУ-10)

4,0

23,5

4,0

23,5

Чагоротар (зам.Т1, выкл.35кВ-3яч., КРУ-10)

2,5

22,9

2,5

22,9

Дружба (зам.Т1, выкл.35кВ-5яч)

2,5

23,4

2,5

23,4

Акбулатюрт (зам.Т1, выкл.35кВ-1яч.)

4,0

12,3

4,0

12,3

Аксай (зам.Т1, выкл.35кВ-1яч., КРУ-10)

2,5

14,8

2,5

14,8

Дагестан (зам.Т1, выкл.35кВ-4яч., КРУ-10, уст.выкл.35кВ-1яч.)

2,5

31,1

2,5

31,1

Приложение Г (продолжение)

Вводы электросетевых объектов 35 и 110 кВ (включая техническое перевооружение) и потребность в инвестициях

в период 2010, 2011-2016 годы Северный ПУ

Цены приведены на 2010 г

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

Новокули (зам.Т2, выкл.35кВ-2яч., КРУ-10)

4,0

24,0

4,0

24,0

Дубки (зам.Т1,Т2, выкл.35кВ-2яч., КРУ-6)

5,0

30,1

5,0

30,1

Андрейаул (зам.Т1, выкл.35кВ-2яч., КРУ-10)

4,0

23,0

4,0

23,0

Новая Коса (зам. выкл.35кВ-1яч., КРУ-10)

6,1

6,1

Тамаза-Тюбе (зам.Т1,Т2 выкл.35кВ-5яч., КРУ-10)

5,0

38,8

5,0

38,8

Туршунай (зам.Т1,Т2, выкл.35кВ-6яч,КРУ-10)

5,0

42,8

5,0

42,8

Караузек (зам.Т1, выкл.35кВ-1яч., КРУ-10)

2,5

14,8

2,5

14,8

Свердлова (зам.Т1, выкл.35кВ-1яч., КРУ-10)

2,5

14,3

2,5

14,3

Шава (зам.Т1, выкл.35кВ-1яч., КРУ-10)

1,6

14,2

1,6

14,2

Янгильбей (зам.Т1, выкл.35кВ-2яч., КРУ-10)

2,5

18,4

2,5

18,4

Консервный з.-д (зам.Т1, выкл.35кВ-1яч., КРУ-10)

2,5

17,9

2,5

17,9

Гулькатан (зам.Т1, выкл.35кВ-4яч., КРУ-10)

2,5

26,5

2,5

26,5

Шамхалянгиюрт (зам.выкл.35кВ-5яч.,КРУ-10)

22,8

22,8

Итого по ПС 35 кВ

79,1

517,4

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

28,0

119,2

10,0

92,2

29,5

197,5

11,6

108,5

Всего замена по ПС 110-35 кВ

241,3

2096,5

25,0

32,4

40,0

340,0

0,0

37,1

28,0

156,3

48,3

659,6

35,8

492,1

64,2

379,0

3. Всего по ВЛ и ПС 110-35 кВ

4187,5

32,4

1047,8

522,0

772,7

941,5

492,1

379,0

Приложение Г (продолжение)

Вводы электросетевых объектов 35 и 110 кВ (включая техническое перевооружение) и потребность в инвестициях

в период 2010, 2011-2016 годы Гергебильский ПУ

Цены приведены на 2010 г

Электросетевые объекты

Всего ввод км, МВА

Всего инвести

ций, млн. руб

в том числе по годам

Ввод км, МВА

Инвес

тиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвес

тиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвес

тиц., млн.

руб.

Ввод км, МВА

Инвес

тиц.,

млн.

руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвес

тиц., млн. руб.

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

1. Новые вводы

ВЛ 110 кВ

Ботлих -Тлох

21,0

148,9

21,0

148,9

Ботлих-Агвали

20,0

141,8

20,0

141,8

Заходы на Гоцатлинскую ГЭС

1,0

13,8

1,0

13,8

Ирганай ГПП -Тлох

40,0

317,0

40,0

317,0

Гергебиль 110-Ташкапур

15,0

106,4

15,0

106,4

отпайка на ПС 110 кВ Ташкапур

от ВЛ 110 кВ Леваши - Цудахар

7,0

49,6

7,0

49,6

Ирганай ГПП - Унцукуль (двухцепная)

4,0

38,4

4,0

38,4

Итого по ВЛ 110 кВ

108,0

815,9

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

23,0

169,8

41,0

290,7

44,0

355,4

0,0

0,0

ВЛ 35 кВ

Тлярата-Бетельда

25,0

146,0

25,0

146,0

Итого по ВЛ 35 кВ

25,0

146,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

25,0

146,0

Всего вводы по ВЛ 110-35 кВ

133,0

961,9

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

23,0

169,8

41,0

290,7

44,0

355,4

25,0

146,0

ПС 110 кВ

Агвали (перевод на 110 кВ)

20,0

356,8

20,0

319,8

37,0

Анди (перевод на 110кВ)

6,3

122,9

6,3

122,9

Вачи (перевод на 110кВ)

10,0

145,3

10,0

145,3

ГКЗ (перевод на 110кВ)

20,0

287,6

20,0

287,6

Унцукуль (перевод на 110кВ)

20,0

235,4

20,0

235,4

Кумух (перевод на 110кВ)

20,0

414,8

20,0

414,8

Приложение Г (продолжение)

Вводы электросетевых объектов 35 и 110 кВ (включая техническое перевооружение) и потребность в инвестициях

в период 2010, 2011-2016 годы Гергебильский ПУ

Цены приведены на 2010 г

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

Эчеда (перевод на 110кВ)

2,5

159,9

2,5

159,9

Согратль (перевод на 110кВ)

20,0

279,4

20,0

279,4

Ташкапур (перевод на 110 кВ)

20,0

261,5

20,0

261,5

Цуриб (перевод на 110 кВ, зам.Т-2 35/10кВ)

12,6

163,0

6,3

26,2

6,3

136,8

Шаури (перевод на 110кВ)

2,5

159,9

2,5

159,9

Кидеро (перевод на 110кВ)

2,5

117,1

2,5

117,1

Бежта (перевод на 110кВ)

2,5

159,9

2,5

159,9

Наци (перевод на 110 кВ,зам. Т-1 35/10кВ)

8,8

153,8

2,5

24,1

6,3

129,7

Итого по ПС 110 кВ

167,7

3017,3

0,0

0,0

46,3

728,6

18,8

292,3

66,3

997,5

6,3

129,7

20,0

235,4

10,0

633,8

ПС 35 кВ

Бетельда

4,0

49,7

4,0

49,7

Итого по ПС 35 кВ

4,0

49,7

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

4,0

49,7

Всего вводы по ПС 110-35 кВ

171,7

3067,0

0,0

0,0

46,3

728,6

18,8

292,3

66,3

997,5

6,3

129,7

20,0

235,4

14,0

683,5

2. Замена оборудования (реконструкц.

и техническое перевооружение)

ВЛ 110 кВ

Гергебиль-110-Гунибская ГЭС-Хунзах

31,8

225,4

31,8

225,4

Тлох-Хунзах

27,6

195,6

27,6

195,6

Леваши-Цудахар

24,6

174,3

24,6

174,3

Итого по ВЛ 110 кВ

84,0

595,3

0,0

0,0

24,6

174,3

27,6

195,6

0,0

0,0

31,8

225,4

0,0

0,0

0,0

0,0

Всего замена по ВЛ 110-35 кВ

84,00

595,30

0,00

0,00

24,60

174,30

27,60

195,60

0,00

0,00

31,80

225,40

0,00

0,00

0,00

0,00

ПС 110 кВ

Акуша (зам. Т2, зам.выкл.110кВ-2яч)

16,0

101,9

16,0

101,9

Ботлих (зам.Т1,Т2,уст выкл.110кВ-5яч.)

50,0

249,9

50,0

249,9

Леваши (зам.Т2, уст. выкл.110кВ-1яч.)

10,0

55,9

10,0

18,8

37,1

Приложение Г (продолжение)

Вводы электросетевых объектов 35 и 110 кВ (включая техническое перевооружение) и потребность в инвестициях

в период 2010, 2011-2016 годы Гергебильский ПУ

Цены приведены на 2010 г

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

Тлох (зам.Т1,Т2,уст.выкл.110кВ-6 яч. зам.КРУ-10)

20,0

278,4

20,0

278,4

Хунзах (зам.Т2, уст выкл.110кВ-1яч. зам. КРУ-10)

10,0

55,8

10,0

55,8

Миарсо (уст.выкл 110кВ-1яч.)

37,1

37,1

Гуниб (уст.выкл.110кВ-4яч.)

148,4

148,4

Цудахар (уст.выкл.110кВ-3яч.)

111,3

111,3

Гергебиль-110 (зам.Т1, зам. и уст. выкл.110кВ-5яч., зам.КРУ-10)

16,0

221,1

16,0

221,1

Ирганай ГПП (уст.выкл.110кВ-3яч.)

111,3

111,3

Карадах (зам.Т2,уст.выкл.110кВ-1яч., зам.КРУ-10)

6,3

61,4

6,3

61,4

Тлайлух (зам.Т1,зам.выкл.110кВ-1яч, зам.КРУ-10)

10,0

59,9

10,0

59,9

Гидатль (зам.КРУ-10)

3,5

3,5

Итого по ПС 110 кВ

138,3

1495,9

10,0

18,8

10,0

204,2

50,0

249,9

52,0

786,9

16,3

121,3

0,0

114,8

0,0

0,0

ПС 35 кВ

Прогресс (зам.Т1,Т2,зам. и уст. выкл.35кВ-3яч., зам. КРУ-10)

12,6

35,3

12,6

35,3

Карата (зам.Т1,Т2,зам. и уст. выкл.35кВ-2яч., зам. КРУ-10)

12,6

37,8

12,6

37,8

Сагри (зам.выкл.35кВ-1 яч., КРУ-10кВ)

0,0

6,6

6,6

Тлярата (зам. Т1,Т2, уст.выкл.35кВ-1яч)

8,0

21,4

4,0

9,2

4,0

9,2

3,0

Итого по ПС 35 кВ

33,2

101,1

0,0

0,0

4,0

9,2

4,0

9,2

0,0

0,0

25,2

79,7

0,0

0,0

0,0

3,0

Всего замена по ПС 110-35 кВ

171,5

1597,0

10,0

18,8

14,0

213,4

54,0

259,1

52,0

786,9

41,5

201,0

0,0

114,8

0,0

3,0

3. Всего по ВЛ и ПС 110-35 кВ

6221,2

18,8

1116,3

747,0

1954,2

846,8

705,6

832,5

Приложение Г (продолжение)

Вводы электросетевых объектов 35 и 110 кВ (включая техническое перевооружение) и потребность в инвестициях

в период 2010, 2011-2016 годы Дербентский ПУ

Цены приведены на 2010 г

Электросетевые объекты

Всего ввод км, МВА

Всего инвестиций, млн. руб

в том числе по годам

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

Ввод км, МВА

Инвестиц., млн. руб.

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

1. Новые вводы

ВЛ 110 кВ

Кайтаг-Уркута

36,5

258,8

36,5

258,8

Рутул-Ахты

30,0

212,7

30,0

212,7

Итого по ВЛ 110 кВ

66,5

471,5

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

36,5

258,8

0,0

0,0

30,0

212,7

ВЛ 35 кВ

Лучек-Мишлеш

22,0

128,5

22,0

128,5

Итого по ВЛ 35 кВ

22,0

128,5

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

22,0

128,5

0,0

0,0

Всего вводы по ВЛ 110-35 кВ

88,5

600,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

36,5

258,8

22,0

128,5

30,0

212,7

ПС 110 кВ

Уркута (рек. и перевод на 110 кВ, замТ1 и уст.Т2 35/10кВ)

11,3

200,9

5,0

26,1

6,3

174,8

Рутул (перевод на 110 кВ)

6,3

150,0

6,3

150,0

Итого по ПС 110 кВ

17,6

350,9

0,0

0,0

0,0

0,0

5,0

26,1

0,0

0,0

6,3

174,8

0,0

0,0

6,3

150,0

ПС 35 кВ

Мишлеш

2,5

48,2

2,5

48,2

Итого по ПС 35 кВ

2,5

48,2

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

2,5

48,2

0,0

0,0

Всего вводы по ПС 110-35 кВ

20,1

399,1

0,0

0,0

0,0

0,0

5,0

26,1

0,0

0,0

6,3

174,8

2,5

48,2

6,3

150,0

Приложение Г (продолжение)

Вводы электросетевых объектов 35 и 110 кВ (включая техническое перевооружение) и потребность в инвестициях

в период 2010, 2011-2016 годы Дербентский ПУ

Цены приведены на 2010 г

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

2. Замена оборудования (реконструкц.

и техническое перевооружение)

ВЛ 110 кВ

Белиджи -Советская

17,0

120,5

17,0

120,5

Дербент-Мамедкала

9,3

65,6

9,3

65,6

Итого по ВЛ 110 кВ

26,3

186,1

0,0

0,0

0,0

0,0

17,0

120,5

0,0

0,0

9,3

65,6

0,0

0,0

0,0

0,0

Всего замена по ВЛ 110-35 кВ

26,3

186,1

0,0

0,0

0,0

0,0

17,0

120,5

0,0

0,0

9,3

65,6

0,0

0,0

0,0

0,0

ПС 110 кВ

Ахты (уст.выкл.110кВ-5яч.,зам .выкл.35кВ-4яч.,КРУ-10)

204,6

167,5

37,1

Дербент Западная (зам.Т1,Т2, КРУ-6)

32,0

57,3

32

57,3

Курах (уст.Т2, выкл.110кВ-2яч.,выкл.35кВ-1яч., зам.Т1, КРУ-10)

12,6

142,7

12,6

142,7

Магарамкент (уст. выкл.110кВ-2яч.,зам.Т1,Т2, КРУ-10)

20,0

137,1

20,0

137,1

Усухчай (зам.Т1, .выкл.110кВ-3яч., КРУ-10)

6,3

152,9

6,3

152,9

Кайтаг (уст.выкл.110кВ-1яч.)

37,1

37,1

Дербент Сев.(зам.Т1,Т2, уст.выкл.110кВ-2яч., зам.КРУ-6)

50,0

167,5

50,0

167,5

Огни (зам.Т1,Т2, КРУ-10, уст.выкл.110кВ-2яч.)

32,0

143,6

32,0

143,6

Мамедкала (зам.Т1, выкл.110кВ-3яч., выкл.35кВ-5яч., КРУ-10)

16,0

191,3

16,0

191,3

Касумкент (зам.Т1,Т2, КРУ-10, выкл.35кВ-4яч, уст.выкл.110кВ-4яч.)

20,0

248,9

20,0

248,9

Геджух (уст. выкл.110кВ-1яч., КРУ-10)

50,2

50,2

Заречная ( уст.выкл.110кВ-1яч.)

37,1

37,1

Советская (зам.Т1, КРУ-10, уст.выкл.110кВ-1яч.)

6,3

66,5

6,3

66,5

Капир (зам. КРУ-10)

2,9

2,9

Араблинка (зам.КРУ-10, уст.выкл.110кВ-2яч.)

92,8

92,8

Тагиркент (зам.Т1, выкл.110кВ-1яч., КРУ-10)

6,3

68,9

6,3

68,9

Итого по ПС 110 кВ

201,5

1801,4

0,0

0,0

52,0

306,2

0,0

0,0

0,0

0,0

86,0

676,0

63,5

779,2

0,0

40,0

Приложение Г (продолжение)

Вводы электросетевых объектов 35 и 110 кВ (включая техническое перевооружение) и потребность в инвестициях

в период 2010, 2011-2016 годы Дербентский ПУ

Цены приведены на 2010 г

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

ПС 35 кВ

Лучек (зам.Т1, КРУ-10, уст.выкл 35кВ-1яч.)

4,0

14,8

4,0

14,8

Родниковая (зам.КРУ-10)

2,5

2,5

Хучни (зам.выкл 35кВ-3яч., КРУ-10)

15,7

15,7

Хив (зам.Т1,Т2, выкл 35кВ-2яч.КРУ-10)

8,0

29,7

8,0

29,7

Тпиг (зам.Т1,Т2, КРУ-10)

5,0

22,0

5,0

22,0

Сыртыч (зам.Т1,выкл 35кВ-3яч. КРУ-10)

2,5

19,9

2,5

19,9

Уркарах-новая (зам.Т1, КРУ-10)

4,0

14,4

4,0

14,4

Уркарах-старая(зам.Т1, КРУ-10)

2,5

11,3

2,5

11,3

Кубачи (зам.Т1,Т2, выкл 35кВ-2яч., КРУ-10)

5,0

27,1

5,0

27,1

Маджалис (зам.Т1,Т2, выкл 35кВ-4яч., КРУ-10)

8,0

37,3

8,0

37,3

Первомайская (зам.Т1,Т2, выкл 35кВ-3яч., КРУ-10)

8,0

32,3

8,0

32,3

Джимикент (выкл 35кВ-1яч., КРУ-10)

9,1

9,1

Итого по ПС 35 кВ

47,0

236,1

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

22,0

103,3

17,0

94,0

8,0

38,8

Всего замена по ПС 110-35 кВ

248,5

2037,5

0,0

0,0

52,0

306,2

0,0

0,0

0,0

0,0

108,0

779,3

80,5

873,2

8,0

78,8

3. Всего по ВЛ и ПС 110-35 кВ

3222,7

0,0

306,2

146,6

0,0

1278,5

1049,9

441,5

Приложение Д

Схема замещения электрической сети напряжением 110 кВ и

выше для расчета токоыв к.з.

Ч Е Р Т Е Ж И