Схема и программа развития электроэнергетики Чеченской Республики на период 2014-2018 годы

Анализ структуры электропотребления за 2008-2012 годы (табл.2.2.2) пока-

зывает 2 тенденции:

- растущий характер электропотребления промышленного производства, свя-

занный с восстановительными процессами в Чеченской Республике;

- снижение потерь электроэнергии, объясняющееся продолжающейся реализа-

цией на территории Чеченской Республики Комплексной программы по снижению

сверхнормативных потерь в сетях ОАО «Нурэнерго», а так же активной работой

энергоснабжающих предприятий с потребителями по снижению потерь электроэнер-

гии и повышению уровня платежей за потребленную электроэнергию.

2.3 Перечень основных крупных потребителей электрической энергии и мощности.

Таблица 2.3.

Основными потребителями электроэнергии в Чеченской Республике являются

нижеследующие потребители:

Годовой

объем

№

Наименование

электро-

Вид деятельности

потребле-

п/п

потребителя

ния,

млн кВт.ч

Энергосбытовая компания, занимающа-

ГУП «Чечкоммунэнер-

яся поставками электрической энергии в

790,1

го»

городах Грозный, Аргун,пос. Чири-

Юрт, Гудермес и ст.Шелковская

ГУП "Чеченцемент"

Производство цемента

60,1

Водоснабжение и водоотведение г.

МУП "Горводоканал»

54,1

Грозный

Энергосбытовая компания, занимающа-

ООО "Энергосбыт"

яся поставками электрической энергии

41,2

отдельных крупных потребителей

Энергосбытовая компания, занимающа-

ОАО "Оборонэнерго-

яся поставками электрической энергии

31,8

сбыт"

потребителям министерства обороны

ОАО "Грознефтегаз"

Предприятие по добыче нефти и газа

30,6

Водоснабжение и водоотведение по Че-

ГУП «Чечводоканал»

28,7

ченской Республике

ОАО «Мегафон»

Мобильная связь

16,1

ОАО «РЖД»

Железнодорожные перевозки

8,7

ОАО «Вымпелком»

Мобильная связь

6,0

ЦОУ ВОГОиП МВД

Объекты МВД России

5,6

России

2.4 Динамика изменения максимума нагрузки за последние 5 лет и нали-

чие резерва мощности крупных узлов нагрузки

В отчетный период 2008 - 2012 г.г., несмотря на рост электропотребления в

Чеченской энергосистеме, собственный максимум нагрузки энергосистемы в 2012

году снизился. Уменьшение максимума нагрузки в 2012 году объясняется, как сказа-

но выше продолжающейся реализацией на территории Чеченской Республики Ком-

плексной программы по снижению сверхнормативных потерь в сетях ОАО «Нур-

энерго», активной работой энергоснабжающих предприятий с потребителями по

снижению потерь электроэнергии и повышению уровня платежей за потребленную

электроэнергию, а так же относительно теплой зимой.

Динамика изменения собственного максимума нагрузки энергосистемы и

среднегодовых темпов прироста собственного максимума нагрузки энергосистемы

Чеченской Республики за отчетный период представлена в таблице 2.4.1 и на рисун-

ках 2.4.1., 2.4.2. и 2.4.3.

Таблица 2.4.1

Динамика изменения собственного максимума нагрузки в энергосистеме

Чеченской Республики за период 2008-2012 гг.

Наименование

2008

2009

2010

2011

2012

Собственный максимум нагрузки, МВт

414

416

437

434

473

Абсолютный прирост максимума нагруз-

-3

ки, МВт

Среднегодовые темпы прироста, %

1,9

0,5

5.1

-0.7

9.0

Рисунок 2.4.2. Динамика среднегодовых темпов прироста максимума нагрузки в

энергосистеме Чеченской Республики за период 2008-2012 г.г.

К наиболее крупным узлам нагрузки энергосистемы Чеченской Респуб-

лики относятся следующие подстанции:

- ПС

330/110/10 кВ В Грозный основной центр питания Чеченской

Республики. На подстанции установлены три автотрансформатора 320/110/10 кВ

мощностью 125 МВА каждый. Находятся в эксплуатации АТ-1 с 2006 года, АТ-2 с

2008 года и АТ-3 с 2011 года. Загрузка каждого автотрансформатора в нормальном

режиме работы сети составляет

70%, Аварийное отключение одного из

автотрансформаторов в период максимальных нагрузок приведет к перегрузу

оставшихся в работе автотрансформаторов.

- ПС 110/35/10 кВ ГРП.

На подстанции установлены два силовых трансформатора

110/35/10кВ

мощностью

25 и

16 МВА,

(находятся в эксплуатации с

2004 и

2011г.г.,

Максимальная загрузка трансформаторов в период зимнего максимума достигала:

Т-4-81% и Т-3-73%. Мощность Т-3 не соответствует проектной. При аварийном

отключении Т-4 в период максимальных нагрузок оставшийся в работе Т-3будет

находиться в режиме перегруза, который достигнет значения более чем на 125%.

Соответственно отключение Т-3 приведет к перегрузу Т-4 до 150%.

- ПС 110/35/6 кВ Ойсунгур.

На подстанции установлены три силовых трансформатора

110/35/6кВ

мощностью 25, 25 и 16 МВА, (находятся в эксплуатации с 1968, 2008 и 1978 г.г.,

сроки эксплуатации соответственно составляют 45, 5 и 35 лет. Максимальная

загрузка трансформаторов в период зимнего максимума достигала: Т-1 - 101%, Т-2

- 84% и Т-3-81%. Схема подключения Т-3 не соответствует проектной. При

аварийном отключении любого трансформатора в период максимальных нагрузок

оставшиеся в работе трансформаторы будут находиться в режиме значительного

перегруза, котрый приводит к необходимости ввода ограничений.

-ПС 110/35/6 кВ Гудермес-Город.

На подстанции установлены два силовых трансформатора

110/35/6кВ

мощностью по 16 МВА, (находятся в эксплуатации с 1965 и 1973 г.г., сроки

эксплуатации соответственно составляют 48 и 40 лет. Максимальная загрузка

трансформаторов в период зимнего максимума достигала: Т-1-96% и Т-2-119%.

При аварийном отключении любого трансформатора в период максимальных

нагрузок оставшийся в работе трансформаторы будут находиться в режиме

значительного перегруза, котрый приводит к необходимости ввода ограничений.

-ПС 110/35/10 кВ Шали.

На подстанции установлены два силовых трансформатора

110/35/10кВ

мощностью по 16 МВА, (находятся в эксплуатации с 1974 и 1988 г.г., сроки

эксплуатации соответственно составляют 39 и 25 лет. Максимальная загрузка

трансформаторов в период зимнего максимума достигала: Т-1-111% и Т-2-107%. В

период максимальных нагрузок оба трансформатора работают в режиме перегруза,

при аварийном отключении любого трансформатора оставшийся в работе

трансформаторы будут находиться в режиме значительного перегруза, котрый

приводит к необходимости ввода ограничений.

-ПС 110/35/10 кВ Восточная.

На подстанции установлены два силовых трансформатора

110/35/10кВ

мощностью по

25 МВА,

(находятся в эксплуатации с

2011 и

2012 г.г.

Максимальная загрузка трансформаторов в период зимнего максимума достигала:

Т-1-62% и Т-2-43%. При аварийном отключении одного из трансформаторов в

период максимальных нагрузок оставшийся в работе трансформатор уже будет

находиться в режиме перегруза.

-ПС 110/35/10 кВ Северная.

На подстанции установлены два силовых трансформатора

110/35/10кВ

мощностью по 25 МВА, (находятся в эксплуатации с 2001 г.г., срок эксплуатации

соответственно составляет

12 лет. Максимальная загрузка трансформаторов в

период зимнего максимума достигала: Т-1-71% и Т-2-51%. При аварийном

отключении одного из трансформаторов в период максимальных нагрузок

оставшийся в работе трансформатор уже будет находиться в режиме перегруза

достигающем величины 22%.

Таблица 2.4.2

Данные по загрузке трансформаторов подстанций 110 кВ в период ОЗП

2011/2012 гг.

Макси-

Установлен-

мальная

% за-

Наименова-

Тип

ная мощ-

№

Наименование

нагрузка

груз-

ние транс-

трансфор-

ность

п/п

подстанции

зимнего

ки тр-

форматора

матора

трансформа-

режимного

ра

тора, МВА

дня, МВт

Т-1

ТДТН

21,4

100,7

Ойсунгур

Т-2

ТДТН

17,8

83,8

Т-3

ТДТН

10,9

80,2

Т-1

ТДТН

95,6

Гудермес

Т-2

ТДТН

80,9

Т-1

ТДТН

110,3

Шали

Т-2

ТДТН

14,5

106,6

Т-1

ТДТН

6,7

49,3

Аргунская ТЭЦ

Т-2

ТДТН

7,5

55,2

Т-1

ТДТН

12,6

59,3

Цемзавод

Т-2

ТДТН

3,7

17,4

Т-1

ТДТН

в ремонте

Шелковская

Т-2

ТДТН

4,1

48,2

Т-1

ТДТН

73,5

Ищерская

Т-2

ТДТН

7,3

85,9

Т-1

ТДТН

5,7

41,9

Наурская

Т-2

ТДТН

7,8

57,4

Горячеисточ-

Т-1

ТДТН

0,0

ненская

Т-2

ТДТН

66,2

Каргалиновская

Т-1

ТДТН

2,6

30,6

Алпатово

Т-1

ТМН

6,3

0,6

11,2

Т-1

ТДТН

11,9

56,0

Горец

Т-2

ТДТН

11,4

53,7

Т-1

ТДТН

22,1

Самашки

Т-2

ТДТН

14,4

105,9

Т-1

ТДТН

61,2

Восточная

Т-2

ТДТН

42,4

Октябрьская

Т-1

ТДТН

66,2

Т-1

ТДТНГ

70,6

Северная

Т-2

ТДН

10,7

50,4

Холодильник

Т-1

ТМН

8,6

40,5

Т-1

ТДТН

11,6

85,3

Южная

Т-2

ТДТН

44,1

Т-3

ТДТН

80,9

ГРП

Т-4

ТДТН

15,5

72,9

№ 84

Т-1

ТДТН

12,3

90,4

Т-1

ТДТН

2,9

21,3

Консервная

Т-2

ТДТН

58,8

Т-1

ТДН

94,1

АКХП (Аргун)

Т-2

ТДН

0,6

7,1

Т-1

ТМТН

6,3

2,7

50,4

Червленная

Т-2

ТМТН

6,3

1,0

18,7

2.5 Динамика потребления тепловой энергии в системах централизован-

ного теплоснабжения в Чеченской Республики, структура отпуска тепловой

энергии от электростанций и котельных основным группам потребителей.

Основными источниками тепловой энергии, осуществляющими централизо-

ванное теплоснабжение на территории Чеченской Республики, является Аргунская

ТЭЦ, которая снабжает тепловой энергией потребителей г. Аргун. На Аргунской

ТЭЦ установлены два паровых котла (Е 50 - 3,9 - 440 ГМ), производительностью

по 50 т/ч

Таблица 2.5.1

Динамика потребления тепловой энергии от Аргунской ТЭЦ за последние два года

Наименование показа-

Ед.

2011г.

2012г.

теля

изм.

Полезный отпуск.

тыс.

41189

43120,92

Гкал

Абсолютный прирост

тыс.

+1931,92

теплопотребления

Гкал

Среднегодовые темпы

+4,5

прироста

Таблица 2.5.2

Динамика потребления тепловой энергии за последние два года по основным груп-

пам потребителей от Аргунской ТЭЦ «ОАО Агрунэнерго»

Наименование пока-

Ед.

2011г.

2012г.

зателя

изм.

Полезный отпуск в

тыс.

41189

43120,92

том числе:

Гкал

-редуцированный пар

тыс.

на ГУП

«Сахарный

11763

16248,25

Гкал

завод ЧР»

-горячая вода на отоп-

тыс.

29426

26872,67

ление г. Аргун

Гкал

2.6. Перечень основных групп потребителей тепловой энергии

Перечень основных потребителей тепловой энергии в Чеченской Республике

представлен в таблице 2.6.1

Таблица 2.6.1

Основные группы потребителей тепловой энергии от Аргунской ТЭЦ

Годовой

Присо-

Источник

объем теп-

единен-

№№

покрытия

Наименование потребителя

лопотреб-

ная

п.п

тепловой

ления, тыс.

нагрузка

нагрузки

Гкал

Гкал/час

Аргунская

ГУП «Сахарный завод ЧР»

14 357

12,5

ТЭЦ

Аргунская

7,3

Население г. Агрун

28 253

ТЭЦ

2.7 Структура установленной электрической мощности и выработки

электрической энергии на территории Чеченской Республики.

На территоррии Чеченской Республики отсутствуют действующие электро-

станции.

Аргунская ТЭЦ, восстановление которой начато в 2001 году является объек-

том незавершенного строительства. Согласно проекта устанвленная электрическая

мощность предполагалась 18 МВт.

2.8 Перечень существующих электростанций, включая блок-станции,

установленной мощностью выше 5МВт.

На территоррии Чеченской Республики отсутствуют действующие электростанции.

2.9 Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и ви-

дам собственности.

На территоррии Чеченской Республики отсутствуют действующие электро-

станции. Функционировавшие на территории Чеченской Республики электростан-

ции ТЭЦ-1,2,3,4, суммарной установленной мощностью 489,2 МВт, были разруше-

ны в период боевых действий 1994-1996 г.г. и с тех пор электроснабжение потре-

бителей республики осуществляется от других энергосистем.

2.10 Характеристика балансов электрической энергии и мощности на

территории Чеченской Республики за период 2008-2012 гг.

Чеченская энергосистема входит в состав ОЭС Юга и полностью является

дефицитной энергосистемой.

Покрытие потребности энергосистемы Чеченской Республики в мощности и

электроэнергии обеспечивается перетоками мощности по сети 110 кВ от соседних

энергосистем и по сети 330 кВ от ПС 330 кВ Грозный.

В максимум зимнего режимного дня 19.12.2012 года в 18-00 потребление

Чеченской энергосистемы составляло 406,9 МВт и покрывалось следующим обра-

зом:

-от Дагестанской энергосистемы 87,5 МВт;

-от СП МЭС 291,2 МВт;

-от Ингушской энергосистемы 11,0МВт;

-от Ставропольской энергосистемы 17,2 МВт.

Ниже приведены структурные схемы балансов мощности для зимнего и лет-

него максимума и минимума нагрузки Чеченской энергосистемы в 2008-2012 гг.

20.12.2008 г. 18-00

Ставропольская энергосистема

20.12.2008 г. 02-00

Ставропольская энергосистема

21,5

16,7

Североосетинская

энергосистема

Чеченская энер-

Североосетинская

215,6

госистема

энергосисте-

ма

Р_ген.= 6 МВт

Чеченская энер-

231,7

Р_нагр.=314,4 МВт

госистема Р_ген

42,6

Чеченская энер-

Ингушская

госистема

27,6

энергосистема

Р_ген =0 МВт

Ингушская

энергосистема

28,7

-66,6

Дагестанская энергосистема

21.06.2008 г. 22-00

21.06.2008 г. 04-00

Ставропольская энергосистема

10,9

9,6

Североосетинская

энергосистема

Чеченская энер-

13,2

8,8

госистема

Р_ген.=0 МВт

Р_нагр.=157,9 МВт

Р_нагр.=111,4 МВт

25,5

15,3

Ингушская

энергосистема

108,3

77,7

Дагестанская энергосистема

19.12.2009 г. 18-00

20.06.2009 г. 10-00

Ставропольская энергосистема

27,0

Североосетинская

энергосистема

Чеченская энер-

210,0

-252

госистема

Р_ген.=0 МВт

Р_нагр.=361 МВт

Р_нагр.=151МВт

43,0

28,0

Ингушская

энергосистема

81,0

375,0

Дагестанская энергосистема

17.12.2010 г. 18-00

Ставропольская энергосистема

20.12.2008 г. 02-00

Ставропольская энергосистема

23,3

20,8

Североосетинская

энергосистема

Североосетинская

Чеченская энер-

150,6

госистема

энергосистема

Чеченская энер-

Р_ген.= 0 МВт

256,1

госистема

Р_нагр.=392,4 МВт

68,5

Р_ген.= 0 МВт

Ингушская

Р_нагр.=297,8 МВт

44,8

энергосистема

Ингушская

энергосистема

150,0

-23,9

Дагестанская энергосистема

18.06.2010 г. 22-00

18.06.2010 г. 04-00

Ставропольская энергосистема

6,0

-3,0

Североосетинская

энергосистема

Чеченская энер-

-414

Чеченская энер-

-404

госистема

Р_ген.=0 МВт

Р_нагр.=266,0 МВт

Р_нагр.=160МВт

30,0

52,0

Ингушская

энергосистема

549

621,0

Дагестанская энергосистема

16.12.2011 г. 18-00

16.12.2011 г. 03-00

Ставропольская энергосистема

18,2

18,1

Североосетинская

энергосистема

Чеченская энер-

256,3

273,6

госистема

Р_ген.=0 МВт

Р_нагр.=401,4 МВт

Р_нагр.=285,8МВт

35,4

18,5

Ингушская

энергосистема

91,5

-24,4

Дагестанская энергосистема

17.06.2011 г. 22-00

17.06.2011 г. 04-00

Ставропольская энергосистема

2,1

-5,6

Североосетинская

энергосистема

Чеченская энер-

-331,0

-348,0

госистема

Р_ген.= 0 МВт

Р_нагр.=275,2 МВт

Р_нагр.=173,8 МВт

40,8

31,5

Ингушская

энергосистема

563,3

495,9

Дагестанская энергосистема

20.06.2012 г. 10-00

20.06.2012 г. 18-00

Ставропольская энергосистема

6,3

11,2

Североосетинская

энергосистема

Чеченская энер-

134,9

198,1

госистема

Р_ген.= 0 МВт

Р_нагр.=200,8 МВт

Р_нагр.=293,4 МВт

11,0

15,0

Ингушская

энергосистема

48,6

69,0

Дагестанская энергосистема

19.12.2012 г. 18-00

17.06.2012 г. 04-00

Ставропольская энергосистема

17,2

19,5

Североосетинская

энергосистема

291,2

Чеченская энер-

241,2

госистема

Р_ген.= 0 МВт

Р_нагр.=406,9 МВт

Р_нагр.=338,8 МВт

11,0

3,0

Ингушская

энергосистема

87,5

75,1

Дагестанская энергосистема

2.11 Основные характеристики электросетевого хозяйства Чеченской Респуб-

лики 110кВ и выше

На территории Чеченской Республики действуют несколько сетевых компа-

ний занимающихся транспортом электрической энергии, а также промышленных

предприятий, в ведении которых находятся электрические сети напряжением

110кВ и выше. К ним относятся:

- Ставропольское предприятие магистральных электрических сетей (далее -

СПМЭС). СПМЭС является филиалом открытого акционерного общества «Феде-

ральная сетевая компания единой энергетической системы» (ОАО «ФСК ЕЭС»).

СПМЭС осуществляет эксплуатацию сетей 330 кВ на территории Чеченской Рес-

публики. На территории Чеченской Республики в эксплуатации СПМЭС находятся

236,9 км линий электропередачи напряжением 330 кВ и подстанция напряжением

330 кВ Грозный-330, общей трансформаторной мощностью 377,52 МВА.

- ОАО «Нурэнерго», находится под управлением ОАО «МРСК Северного

Кавказа». В составе ОАО «Нурэнерго» находятся Северный участок электрических сетей

и Южный участок электрических сетей, которые занимаются ремонтом и эксплуатацией

электрических сетей 35 и 110 кВ. Также 13 районов электрических сетей (РЭС), которые

обслуживают электрические сети 10; 6 и 0,4 кВ на территории Чеченской Республики.

Объем передачи электроэнергии, осуществляемой энергокомпанией, достиг в от-

четном году

2345,72 млн. кВт.ч. в год. Общая протяженность обслуживаемых

ОАО «Нурэнерго» воздушных линий электропередачи - 11511,63 км., а так же 82

подстанции напряжением 35-110 кВ общей мощностью 932,5 МВА и 3211 транс-

форматорных и распределительных подстанций напряжением 6-10 кВ.

- Филиал ОАО РЖД Северо-Кавказская Железная Дорога (ОАО «РЖД

СКЖД»). В ведении ОАО «СКЖ» находятся 3 подстанции напряжением 110 кВ и 1

подстанция напряжением 35 кВ. Суммарная установленная мощность подстанций

напряженим 110 кВ - 115 МВА.

Общая протяженность ВЛ и трансформаторная мощность подстанций по

классам напряжения в энергосистеме Чеченской Республики приведена в таблице

2.11.1.

Таблица 2.11.1

Протяженность ВЛ и КЛ и трансформаторная мощность ПС

по классам напряжения на конец отчетного периода

Протяженность ВЛ и КЛ

Трансформаторная

Класс напряжения, кВ

(в одноцепном исполне-

мощность ПС, МВА

нии), км

330

236,9

377,52

110

1039,2

749,5

Всего

1276,1

1127,02

За отчетный период на территории Чеченской Республики введена в работу

подстанция 110/35/10 кВ Консервная, мощностью трансформаторов 2х16 МВА и

ВЛ 110 кВ Л-161 ПС Грозный-ПС Цемзавод протяженностью 24,3 км. Так же в

результате реконструкций и доведения подстанций до проектных параметров за

последние 5 лет были увеличены установленные мощности нижеперечисленных

подстанций:

Таблица 2.11. 2.

Вводы ВЛ (КЛ) и трансформаторной мощности на ПС напряжением 110 кВ

и выше за период 2008 - 2012 гг. на территории Чеченской Республики.

Протяжен-

Класс

№

Наименование

Принадлежность

Год

ность

напря-

п/п

объекта

к компании

ввода

/мощность

жения

(км/МВА)

110

ПС Консервная

ОАО «Нурэнерго»

2009

ПС Ойсунгур,

110

замена Т-1

16 МВА

ОАО «Нурэнерго»

2010

на 25 МВА

ПС Грозный,

330

ОАО «СПМЭС»

2011

125

ввод АТ-3

110

Л-161

ОАО «Нурэнерго»

2011

24,3

ПС Восточная,

110

замена Т-1

16 МВА

ОАО «Нурэнерго»

2011

на 25 МВА

ПС Южная,

110

ОАО «Нурэнерго»

2011

ввод Т-2

ПС Восточная,

110

замена Т-2

16 МВА

ОАО «Нурэнерго»

2012

на 25 МВА

ПС Аргун

(ПС

110

ОАО «Нурэнерго»

2012

АКХП, ввод Т-2)

Схема электрических сетей напряжением 35-330 кВ энергосистемы Чечен-

ской Республики, приведены в приложении 4

ГУП «Чечкоммунэнерго» несет ответственность за передачу, распределение

и эксплуатацию электрических сетей напряжением 10, 6, 0.4 кВ и осуществляет

поставку электроэнергии (получаемой от ОАО «Нурэнерго») потребителям городов

Грозный, Гудермес, Аргун и отдельным районам республики. Потребителями элек-

троэнергии ГУП «Чечкоммунэнерго» в основном являются, жилые дома, промыш-

ленные предприятия, объекты социально-культурного назначения городов, ком-

мерческие организации. Общая протяженность обслуживаемых ГУП «Чечком-

мунэнерго» воздушных линий электропередачи - 2175,82 км, в том числе ЛЭП-10

кВ -422,14 км, ЛЭП-6 кВ - 317,05 км и ЛЭП-0,4 кВ - 1416,63 км, а так же 3211 рас-

пределительных подстанций напряжением 6-10 кВ.

2.12. Основные внешние электрические связи энергосистемы Чеченской

Республики

Энергосистема Чеченской Республики входит в ОЭС Юга и имеет следующие

внешние межсистемные электрические связи:

- воздушные линии электропередачи напряжением 330 кВ Л-330-06 Владикав-

каз-2-Грозный-330 и Л-330-07 Грозный-330-Чирюрт-330, составляющие основу

межсистемных связей энергосистемы.

- с Северо-Осетинской энергосистемой по ВЛ 110 кВ Л-120 и Л-129;

- с Ставропольской энергосистемой по ВЛ 110 кВ Л-123 и Л-124;

- с Дагестанской энергосистемой по ВЛ 110 кВ Л-128, Л-148 и Л-149, по ВЛ-

35 кВ Л-55а

- с Ингушской энергосистемой по ВЛ 110 кВ Л-102 и Л-121.

Карта-схема основной сети ОЭС Юга с указанием внешних электрических свя-

зей энергосистемы Чеченской Республики приведена в приложении 5

Перечень ВЛ напряжением 35 кВ и выше, обеспечивающих внешние

межсистемные связи энергосистемы Чеченской Республики с энергосистемами

соседних регионов, представлен в таблице 2.12.1.

Таблица 2.12.1

Внешние электрические связи энергосистемы Чеченской Республики

Класс напряже-

Протяжен-

Наименование объекта

ния

ность, км

с Северо-Осетинской энергосистемой

Л-330-06

330 кВ

114,44

Владикавказ-2-Грозный-330

Л-120 Моздок-330-Ищерская

46,44

110 кВ

Л-129 Моздок-330-Ищерская

47,84

со Ставропольской энергосистемой

Л-123 Ищерская-Затеречная

156,8

110 кВ

Л-124 Ищерская-Затеречная

156,8

с Дагестанской энергосистемой

Л-330-07

330 кВ

93,45

Грозный-330-Чирюрт-330

Прогнозный топливно-энергетический баланс Чеченской Республики

прогноз

Ресурсы

Ед. изм.

2012г.

2013г.

2014г.

2015г.

2020г.

Добыча и производство, всего

млн.т.у.т.

298,82023

288,404

284,898

287,177

274,32685

в т.ч.:

млн. тн.

0,761

0,74

0,709

0,689

0,54

нефть

млн.т.у.т.

1,08823

1,0582

1,01387

0,98527

0,7722

млн. тн.

0,369

бензин

млн.т.у.т.

0,54981

млн. тн.

0,444

дизельное топливо

млн.т.у.т.

0,6438

попутный газ, природный

млн.м.куб.

258

249

246

248

235

газ

млн.т.у.т.

297,732

287,346

283,884

286,192

271,19

эл. энергия

млн.кВтч.

3298,7

млн.т.у.т.

1,1710385

Потребление, всего

млн.т.у.т.

2318,59909

2314,03

2316,39

2324,53

2871,0914

в т.ч.:

млн.м.куб.

1750

1755

1760

1765

2250

прир. газ

млн. т.у.т.

2019,5

2025,27

2031,04

2036,81

2596,5

млн.тн.

нефть

млн.т.ут.

1,43

млн.м.куб.

258

249

246

248

235

попут. газ

млн.т.у.т.

297,732

287,346

283,884

286,192

271,19

млн.тн.

0,215

0,217

0,22

0,23

0,34

бензин

млн.т.ут.

0,32035

0,32333

0,3278

0,3427

0,5066

млн.тн.

0,125

0,13

0,135

0,14

0,19

диз. топл.

млн.т.ут.

0,18125

0,1885

0,19575

0,203

0,2755

млн.кВтч.

2438

2545

2646

2764

3350

эл. энергия

млн.т.у.т.

0,86549

0,90348

0,93933

0,98122

1,18925

Ввоз,

всего

млн.т.у.т.

2019,77886

2025,63

2031,49

2037,35

2596,7645

в т.ч.:

млн.м.куб

1750

1755

1760

1765

2250

прир. газ

млн.т.у.т.

2019,5

2025,27

2031,04

2036,81

2596,5

млн.тн.

-0,761

-0,74

-0,709

-0,689

0,46

нефть

млн.т.у.т.

-1,08823

-1,0582

-1,0139

-0,9853

0,6578

млн.тн.

0,215

0,217

0,22

0,23

-0,029

бензин

млн.т.у.т.

0,32035

0,32333

0,3278

0,3427

-0,04321

млн.тн.

0,125

0,13

0,135

0,14

-0,254

диз. топл.

млн.т.у.т.

0,18125

0,1885

0,19575

0,203

-0,3683

млн.кВтч.

2438

2545

2646

2764

51,3

эл. энергия

млн.т.у.т.

0,86549

0,90348

0,93933

0,98122

0,0182115

Примечание: при расчете использованы коэффициенты:

- нефть - 1,43 т.у.т./т ;

- бензин - 1,49 т.у.т. т;

- дизтопливо - 1,45 т.у.т./ т;

- природный газ - 1,154 т.у.т./ тыс. м³;

- эл.энергетия - 0,355 т.у.т./ тыс. кВт.ч.

Перспективный прогноз производства рассчитан с учетом ввода в период 2016-2020 г.г. - 1 очереди каскада ГЭС на р. Ар-

гун, Грозненской ТЭС, Аргунской ТЭЦ, установок ВИЭ и Грозненского НПЗ;

Раздел 3. Особенности и проблемы функционирования энергосистемы на

территории Чеченской Республики

Энергосистема Чеченской Республики ввиду отсутствия объектов генерации

является исключительно дефицитной по мощности, величина ожидаемого дефици-

та при прохождении зимнего максимума нагрузки составляет 475 МВт в 2013 году,

504 МВт в 2015 году, 522 МВт в 2017 году (531 МВт в 2018 году), при прохожде-

нии летнего максимум нагрузки - 342 МВт в 2013 году и 376 МВт в 2017 году (382

МВт в 2018 году). Покрытие дефицита мощности осуществляется за счёт внешних

перетоков по сети 330, 110 кВ, со стороны энергосистем Республики Северная Осе-

тия-Алания, Республики Ингушетия, Республики Дагестан и Ставропольского

края.

В 2013 году покрытие электрической нагрузки Чеченской Республики осу-

ществляется от ПС 330/110 кВ Грозный и по связям 110 кВ от Дагестанской, Севе-

ро-Осетинской, Ингушской и Ставропольской энергосистем. ПС 330 кВ Грозный

включена в транзит 330 кВ Владикаказ-2 - Чирюрт, который также обеспечивает

передачу мощности из ОЭС Юга в Дагестан и экспорт в энергосистему Азербай-

джана, а в летний период при наличии в Дагестанской энергосистеме значительных

избытков мощности - их выдачу в ОЭС Юга.

В 2013 году сеть 110 кВ энергосистемы Чеченской Республики представляет

собой три раздельных энергорайона, запитанных от:

1. ПС 330 кВ Грозный.

2. По межсистемным связям 110 кВ от Ингушской, Северо-Осетинской и

Ставропольской энергосистемы.

3. От Дагестанской энергосистемы по межсистемным ВЛ 110 кВ Акташ -

Гудермес-Тяговая (Л-149), ВЛ 110 кВ Ярыксу - Ойсунгур (Л-128) и ВЛ 110 кВ

Кизляр-1 - Каргалиновская (Л-148).

Транзит мощности из объединенной энергосистемы Юга в Дагестанскую

энергосистему и в обратном направлении (в зависимости от текущего баланса

мощности в Дагестанской энергосистеме) в настоящий момент осуществляется по

сети 330 кВ Чеченской энергосистемы, по сети 110 кВ транзитных перетоков мощ-

ности не осуществляется.

Нормальные разрывы в сети 110 кВ, в настоящий момент обеспечивающие

раздельную работу вышеуказанных энергорайонов 110 кВ Чеченской Республики:

на ПС 110 кВ Гудермес-Тяговая отключен шиносоединительный вы-

ключатель ШСВ-110, на ПС Наурская отключён выключатель ВЛ 110 кВ Наурская

- Терек-Тяговая (В-174) - для недопущения ограничения перетоков мощности по

ВЛ 330 кВ в сечениях «ОЭС - Дагестан», «Дагестан - ОЭС» по пропускной спо-

собности оборудования 110 кВ в послеаварийных режимах, а также в связи с необ-

ходимостью обеспечения объёма воздействий устройств ПА, установленных на ПС

330 кВ Грозный (АЧР, САОН, АРПТ, воздействующих на отключение ВЛ 110 кВ

Грозный - Гудермес-Тяговая (Л-141), ВЛ 110 кВ Грозный - Аргунская ТЭЦ (Л-

125), ВЛ 110 кВ Грозный - Цемзавод (Л-161)), а также комплексов (устройств)

противоаварийной автоматики ОЭС Юга, действующих на отключение энергорай-

она северной части Дагестанской энергосистемы и северо-восточной части энерго-

системы Чеченской Республики;

на ПС 110 кВ ГРП-110 отключен шиносоединительный выключатель

ШСВ-110 - для недопущения ограничения перетоков мощности по ВЛ 330 кВ в се-

чениях «ОЭС - Дагестан», «Дагестан - ОЭС» по пропускной способности обору-

дования 110 кВ в послеаварийных режимах, а также в связи с необходимостью

обеспечения объёма воздействий АЧР, установленной на ПС 330 кВ Грозный и

действующей на отключение ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 (Л-110), ВЛ 110 кВ

Грозный - ГРП-110 (Л-136).

По вышеуказанным причинам в расчётной схеме 2013-2014 гг. нормальный

разрыв также принят по транзиту ВЛ 110 кВ Аргунская ТЭЦ - Ойсунгур - Курча-

лой, планируемом к строительству в 2014 по ИП ОАО «Нурэнерго».

На ПС 110 кВ Северная в настоящий момент исполнен нормальный разрыв

на секционном выключателе СМВ-110в связи с отсутствием линейных защит на

ПС 110 кВ Северная и необходимостью обеспечения надёжности электроснабже-

ния потребителей г. Грозный, запитанных от данного объекта. По аналогичным

причинам нормальный разрыв исполнен на ПС 110 кВ Цемзавод по транзиту 110

кВ Грозный - Цемзавод - Шали - Аргунская ТЭЦ.

Для повышения надежности функционирования энергосистемы Чеченской

Республики потребуется выполнить мероприятия, обеспечивающие работу элек-

трической сети 110 кВ в замкнутом режиме. В качестве основного мероприятия

предполагается строительство и ввод в работу новой ПС 330 кВ в районе г. Гудер-

мес (ПС 330 кВ Сунжа) в 2018 году с комплексом мероприятий по противоаварий-

ной автоматике, обеспечивающим работу сети 110 кВ Чеченской энергосистемы в

замкнутом режиме.

В соответствии с этим, начиная с зимнего максимума 2015 года все выше-

указанные выключатели 110 кВ в проведённых расчётах электроэнергетических

режимов приняты нормально включёнными, что соответствует режиму параллель-

ной работы энергорайонов 110 кВ Чеченской энергосистемы, а также сетей 110 кВ

энергосистем Республики Северная Осетия-Алания, Республики Ингушетия, Че-

ченской Республики и Республики Дагестан.

Раздел 4. Основные направления развития электроэнергетики

Чеченской Республики

4.1. Анализ функционирования и предложения по развитию электриче-

ских сетей энергоситстемы, включая внешние связи энергосистемы напряже-

нием 110 кВ и выше.

4.1.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Чеченской Республики

Основными целями энергетической стратегии развития Чеченской Республики

являются:

-развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

-обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на элек-

трическую энергию и мощность

- повышение энергетической эффективности экономики региона;

- инновационное развитие отрасли;

Схема и программа развития электроэнергетики Чеченской Республики на период 2014-2018 годы - часть 2