Заместитель директора по развитию технологий диспетчерского управления филиала ОАО « СО ЕЭС » ОДУ Юга С. А. Корнов Перспективное развитие Объединенной Энергетической Системы Юга г. Пятигорск, 2010 г.

Рассматриваемые вопросы Задачи, решаемые подразделениями перспективного развития ОДУ и РДУ операционной зоны Вопросы рассмотрения ОАО « СО ЕЭС » заявок и технических условий на технологическое присоединение Заявителей к электрическим сетям Системный подход к перспективному развитию энергосистем Основные направления сетевого строительства и развития генерирующих мощностей в ОЭС Юга на период до 2016 года 2

Задачи службы перспективного развития Организация рассмотрения заявок и согласования технических условий на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ( энергетических установок ) юридических и физических лиц к электрическим сетям Организация рассмотрения проектной документации по реконструкции существующих и строительству новых энергетических установок и объектов электросетевого хозяйства Координация деятельности Филиала в области перспективного развития энергосистем, повышения надежности систем противоаварийной автоматики и средств диспетчерского и технологического управления ОЭС Юга Организация рассмотрения инвестиционных программ субъектов электроэнергетики Формирование перспективных математических расчетных моделей на предстоящие периоды и проведение расчетов электроэнергетических режимов с их использованием 3

Организация выполнения задач перспективного развития в РДУ В зависимости от объема выполняемых работ в РДУ выполнение задач перспективного развития осуществляют обособленные Отделы перспективного развития и технологического присоединения ( либо в составе СЭРБиР ) или отдельные специалисты Для проведения обосновывающих расчетов и проработки технических решений привлекаются специалисты СЭР, СРЗА, ОДС Дополнительно на ОПРиТП РДУ возложено решение задач техперевооружения и развития технологий диспетчерского управления 4

Технологическое присоединение к электрическим сетям ОАО « СО ЕЭС » осуществляет рассмотрение заявок на технологическое присоединение к электрическим сетям и согласования технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям электроустановок свыше 750 кВА и генераторов свыше 5 МВт Взаимодействие с сетевыми организациями осуществляется на основании Регламентов и типовых форм технических условий, существенно облегчающих рассмотрение документов При взаимодействии с ОАО « ФСК ЕЭС » используются следующие типовые формы ТУ : На ТП объектов электросетевого хозяйства смежных сетевых организаций На ТП энергопринимающих устройств потребителей присоединяемой мощностью 750 кВА и более На ТП объектов по производству электрической энергии установленной мощностью 5 МВт и более 5

Распределение полномочий по рассмотрению заявок и технических условий на ТП На уровне ОАО « СО ЕЭС » под рассмотрение попадают заявки и ТУ по ТП к электрическим сетям напряжением 330 кВ и выше На уровне филиалов ОАО « СО ЕЭС » ОДУ под рассмотрение попадают заявки и ТУ в случае : ТП к электрическим сетям филиалов ОАО « ФСК ЕЭС » МЭС вне зависимости от уровня напряжения и присоединяемой мощности энергопринимающих устройств ТП к электрическим сетям напряжением до 330 кВ ТП к электрическим сетям ОАО « МРСК » и владельцев объектов электроэнергетики напряжением до 110 кВ включительно энергопринимающих устройств ( энергетических установок ) присоединяемой мощностью свыше 15 МВт ( МВА ) На уровне филиалов ОАО « СО ЕЭС » РДУ под рассмотрение попадают заявки и ТУ в случае : технологического присоединения к электрическим сетям ОАО « МРСК » и владельцев объектов электроэнергетики напряжением до 110 кВ включительно энергопринимающих устройств ( энергетических установок ) присоединяемой мощностью до 15 МВт ( МВА ) 6

Рассмотрение технических условий В соответствии с Правилами технологического присоединения поступающие на рассмотрение в ОАО « СО ЕЭС » ТУ подлежат согласованию в течение 15 календарных дней с момента их получения от сетевой организации. Указанный срок рассмотрения ТУ включает в себя сроки рассмотрения ТУ в ОДУ и РДУ При рассмотрении ТУ на технологическое присоединение СПР ОДУ Юга и РДУ в обязательном порядке осуществляют : проверку возможности технологического присоединения посредством проведения обосновывающих расчетов с использованием перспективной модели соответствующего периода с использованием утвержденного прогноза электропотребления энергосистем, а также актуальной информации о величинах нагрузки технологического присоединения расчеты проводятся для полной схемы электрической сети с учетом нормативных аварийных возмущений для режимов зимнего максимума, летнего минимума и максимума нагрузки, а также иных характерных режимов ( при их наличии ) для режимов, соответствующих летнему максимуму и минимуму нагрузки дополнительно проводятся расчеты для единичных ремонтных схем с учетом наложения нормативных аварийных возмущений 7

Отлагательные мероприятия в технических условиях Сетевая организация не может отказать Заявителю в присоединении энергопринимающих устройств, несмотря на отсутствие возможности присоединения из - за ограничения пропускной способности сети или отсутствию трансформаторной мощности ПС При этом для присоединения потребителя может потребоваться выполнение некоторых отлагательных мероприятий, то есть ТП будет возможно после выполнения реконструкции объекта Либо на самого Заявителя возлагается исполнение мероприятий по реконструкции питающих центров сетевой компании При рассмотрении ТУ на ТП в качестве основных отлагательных мероприятий в ОЭС Юга как правило используются : В Сочинском районе Кубанской энергосистемы - ввод в работу на ПС 220 кВ Псоу АТ -2 мощностью 200 МВА и замены АТ -1 мощностью 125 МВА на 200 МВА, сооружение двухцепной ВЛ 220 кВ Псоу - Поселковая В Юго - Западном районе Кубанской энергосистемы - ввод в работу второй автотрансформаторной группы 500/220 кВ на ПС 500 кВ Кубанская 8

Проверка выполнения технических условий на ТП В соответствии с Правилами технологического присоединения ОАО « СО ЕЭС » осуществляет проверку выполнения технических условий на ТП в части мероприятий, относящихся к компетенции СО Представители СО по приглашению сетевой организации в составе комиссий принимают участие в осмотрах ( обследованиях ) энергопринимающих устройств, объектов по производству электрической энергии Руководство филиалов СО осуществляет совместно с сетевой организацией подписание Акта - справки о выполнении технических условий на ТП, являющейся основанием для выдачи органами Ростехнадзора разрешения на ввода объекта в работу 9

Системный подход к развитию ЕЭС России Дальнейшее развитие электроэнергетики России невозможно без четкого консолидированного подхода к перспективному развитию Постановлением Правительства РФ 823 от утверждены Правила разработки и утверждения схем и программ развития электроэнергетики Настоящие правила устанавливают системный подход к разработке и поэтапной реализации мероприятий по дальнейшему сетевому строительству магистральных, системообразующих и распределительных сетей, развитию генерации В соответствии с Правилами разрабатываются : Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики Схема и программа развития ЕЭС России, включающие схему и программу развития единой национальной ( общероссийской ) электрической сети на долгосрочный период Схемы и программы перспективного развития субъектов РФ 10

Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики Разрабатывается уполномоченным органом в сфере электроэнергетики при участии федерального органа исполнительной власти, Росатома, ОАО «СО ЕЭС» и ОАО «ФСК ЕЭС» Разрабатываются ОАО «СО ЕЭС» совместно с ОАО «ФСК ЕЭС» ежегодно, до 1 февраля Разрабатываются органами исполнительной власти субъектов РФ при участии СО и сетевых организаций Утверждается Правительством РФ Утверждаются уполномоченным органом в сфере электроэнергетики ежегодно, до 1 марта Утверждаются органами исполнительной власти субъектов РФ ежегодно, до 1 мая Корректировка не реже 1 раза в 3 года Формируется на 15 лет Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики субъектов РФ Схема и программа развития ЕЭС России Формируется на 7 лет Формируется на 5 лет Корректировка не реже 1 раза в год Порядок формирования схем перспективного развития 11

Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики Целью Генеральной схемы на период до 2020 года является формирование обоснованного перечня площадок, районов и пунктов ( трасс ) размещения объектов электроэнергетики федерального значения для предотвращения наиболее эффективным способом прогнозируемых дефицитов мощности и электроэнергии на конкретных территориях Генеральная схема рассматривает объекты только федерального уровня, к которому отнесены : конденсационные и атомные электростанции мощностью свыше 500 МВт гидроэлектростанции мощностью более 300 МВт электросетевые объекты ( ВЛ и подстанции ) напряжением 300 кВ и выше, обеспечивающие выдачу мощности этих объектов, а также формирующие межсистемные связи в ЕЭС России Обоснование размещения объектов электроэнергетики регионального уровня ( включая ТЭЦ, котельные и прочие источники электро - и теплоснабжения, распределительные сети и тепловые сети ) является самостоятельной задачей, которая должна решаться на уровне субъектов Российской Федерации и муниципальных образований в рамках разрабатываемых программ развития электроэнергетики субъектов РФ и схем энергоснабжения городов 12 Утверждена Распоряжением Правительства РФ 215- р от Разработана ОАО РАО « ЕЭС России », ЗАО « АПБЭ », профильными и академическими институтами В период с января по август 2010 года ЗАО « АПБЭ » будет проводиться корректировка Генеральной схемы в части уточнения перечня вводов оборудования, спроса на электроэнергию и мощность

Для чего формируется генеральная схема ? Формирования схемы и программы развития Единой энергетической системы России Формирования рекомендаций для внесения изменений в энергетическую стратегию России Генеральная схема является рекомендательным документом для субъектов электроэнергетики при разработке программ развития промышленного производства и жилищного строительства и принятии субъектами электроэнергетики инвестиционных решений 13

Схема и программа развития Единой энергосистемы России Разрабатываются в целях развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечения удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирования стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики Для разработки ( корректировки ) схемы и программы развития Единой энергетической системы России используются : предложения СО по развитию Единой энергетической системы России программы социально - экономического развития субъектов РФ на среднесрочную перспективу в части электроэнергетики перечень объектов по производству электрической энергии, вводимых в эксплуатацию по результатам проведения КОМ и конкурсов по формированию перспективного технологического резерва мощностей по производству электрической энергии а также … 14

… также используется следующая информация Утвержденные в установленном порядке в предшествующий период инвестиционных программ субъектов электроэнергетики Схем и программ развития электроэнергетики субъектов РФ, утвержденных в установленном порядке в предшествующий период Ежегодного отчета о функционировании Единой энергетической системы России Данных о результатах контроля реализации инвестиционных программ субъектов электроэнергетики Предложений органов исполнительной власти субъектов РФ о перечне и размещении объектов электроэнергетики на территории субъектов РФ Информация, представляемая органами исполнительной власти субъектов РФ о перечне объектов, строительство которых предполагается осуществить на территории субъекта РФ Информации о прогнозе потребления электрической энергии и мощности крупных энергоемких потребителей электрической энергии, присоединенная мощность которых превышает 50 МВт Требований по обеспечению надежного и безопасного функционирования электроэнергетических систем и электроснабжения потребителей Данных о планах по строительству объектов электроэнергетики 15

Прогноз потребления максимума мощности до 2016 года 16 Энергообъединение Прогноз потребления максимума мощности, МВт ОЭС Юга Астраханская область Волгоградская область Чеченская Республика Республика Дагестан Кабардино-Балкарская Республика Республика Ингушетия Республика Калмыкия Краснодарский край и Республика Адыгея Ростовская область Республика Северная Осетия - Алания Карачаево-Черкесская Республика Ставропольский край Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по ЕЭС России и территориям субъектов Российской Федерации на период 2010–2016 гг. разработан ОАО «СО ЕЭС» в августе 2009 г. и принят за основу при формировании уровней спроса на электроэнергию в рамках Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. с учетом перспективы до 2030 г Условия прохождения ОЗП 2009/2010 и ЛМ 2010 показали необходимость корректировки указанного прогноза

Прогноз электропотребления ОЭС Юга до 2030 года 17 Прогноз электропотребления на 2025 и 2030 годы выполнен с учетом среднегодового темпа прироста за пять лет

Вводы объектов генерации в соответствии с ДПМ Астраханская ГРЭС ПГУ -110 МВт, 2011 Центральная котельная г. Астрахань ПГУ -235 МВт, 2012 Гоцатлинская ГЭС 100 МВт, 2013 Кашхатау ГЭС 65 МВт, 2010 Элистинская ГТ - ТЭЦ 18 МВт, 2010 Зеленчукская ГАЭС 140 МВт, 2013 Краснодарская ТЭЦ ПГУ -410 МВт, 2011 Кудепстинская ТЭЦ 2* ПГУ -230 МВт, 2013 Джубгинская ТЭЦ 2* ПГУ -90 МВт, 2013 Адлерская ТЭЦ 2* ПГУ -180 МВт, 2012 Туапсинский НПЗ ГТ -141 МВт, 2011 Ростовская АЭС ВВЭР МВт, 2014 Новочеркасская ГРЭС Б МВт, 2013 Новочеркасская ГТ - ТЭЦ 18 МВт, 2011 Зарамагская ГЭС -1 2*171 МВт, 2013 Ставропольская ГРЭС ПГУ -410 МВт, 2016 Невинномысская ГРЭС ПГУ -410 МВт, 2011 ПГУ Ставролен 135 МВт,

Демонтажи генерирующего оборудования Астраханская ГРЭС ТГ 3-6, 100 МВт, 2011 Волгоградская ГРЭС ТГ -8, 18 МВт, 2012 Волжская ТЭЦ -1 ТГ -3, 44 МВт, 2010 Волгоградская ТЭЦ -2, ТГ 3-4, 50 МВт, 2010 Камышинская ТЭЦ ТГ -1, 11 МВт, 2016 Краснодарская ТЭЦ, ТГ -2,3,5, 84 МВт, 2012 Туапсинский НПЗ ТГ 1-3, 18 МВт, 2011 Новочеркасская ГРЭС Б -8, 264 МВт, 2013 Невинномысская ГРЭС ТГ -5, ПГУ -170, 200 МВт,

ОАО « Энел ОГК -5» Невинномысская ГРЭС (1290 МВт ) 20 Параметры Значения Станционный агрегата 1, 2 Установленная мощность ТА, МВт 25, 25 Тип ТА ПТ , ПТ Год ввода 1960 Стоимость мощности, руб./ МВт Критерии оценки Мероприятия Обеспечение надежного теплоснабжения потребителей ТГ-1,2 обеспечивают тепловой энергией ОАО «Невинномысский Азот» и теплосеть г. Невинномысска. Необходима разработка технических мероприятий по обеспечению потребителей тепловой энергией Необходимость перенастройки и обеспечения нормального функционирования устройств РЗА Необходима разработка и внедрение технического решения по схеме и логике работы автоматики выделения НГРЭС на сбалансированную нагрузку или на собственные нужды Необходимость продолжения эксплуатации ОРУ Сохранение существующего ГРУ-6 кВ и всех отходящих от шин присоединений (в т.ч. ТГ-4, собственные нужды НГРЭС, ОАО «Невинномысский Азот» и другие потребители) Собственник произвел замену ТГ-1 на современный аналог, выполняется перемаркировка ТГ-1 на 30 МВт. ТГ-2 находится в удовлетворительном техническом состоянии, вывод его из эксплуатации не планируется. Вывод из эксплуатации ТГ-2 возможен только после реализации мероприятий по разработке и внедрению нового технического решения по схеме и логике работы ЧДА и разработки мероприятий по переводу тепловой нагрузки

ООО « ЛУКОЙЛ » Астраханьэнерго Астраханская ГРЭС (100 МВт ) 21 Параметры Значения Станционный агрегата 4 Установленная мощность ТА, МВт 25 Тип ТА ВПТ /10 Год ввода 1960 Стоимость мощности, руб./ МВт Критерии оценки Мероприятия Обеспечение надежного электроснабжения потребителей В нормальном режиме вывод ТГ не влияет на надежность электроснабжения. В ремонтных схемах необходимы режимные мероприятия, снижающие надежность электроснабжения Астраханского ГПЗ Востребованность мощности по балансу энергоузла, МДП Отсутствие генератора в работе приводит к увеличению фактического перетока в сечении «Волгоград-Астрахань», необходима замещающая мощность Необходимость продолжения эксплуатации РУ В рамках СВМ ПГУ-110 МВт предусматривается строительство КРУ 110 кВ и реконструкция РУ 35 кВ В адрес ОАО « СО ЕЭС » направлено обращение собственника о выводе из эксплуатации основного энергетического оборудования Астраханской ГРЭС ( ТГ -3, 4, 5, 6) с в связи с вводом ПГУ -110 Вывод из эксплуатации ТГ -4 возможен после ввода ПГУ -110 Астраханской ГРЭС

ОАО « Экспериментальная ТЭС » Экспериментальная ТЭС (79,2 МВт ) 22 Параметры Значения Станционный агрегата 5 Установленная мощность ТА, МВт 79,2 Тип ТА ВК -79,2-2(5) Год ввода 1954 Стоимость мощности, руб./ МВт Критерии оценки Мероприятия Обеспечение надежного теплоснабжения потребителей Требуется строительство котельных для теплоснабжения поселков г. Красный Сулин. Установленная тепловая мощность ЭТЭС 123 Гкал / час, фактическая тепловая нагрузка составляет около 20 Гкал / час. В соответствии с протоколом Администрации РО от Администрации Красносулинского района и Минпромэнерго РО дано поручение в кратчайшие сроки организовать начало проектных работ по строительству муниципальных котельных Обеспечение надежного электроснабжения потребителей При демонтаже ОРУ 220/110 кВ снижается надежность питания потребителей г. Новошахтинска за счет снижения напряжения ниже аварийно допустимых значений Необходимость продолжения эксплуатации ОРУ Сохранение существующего РУ 220/110 кВ или строительство новой ПС 220/110 кВ Вывод из эксплуатации ТГ -5 возможен при обеспечении теплоснабжения п. Красный Сулин и строительстве ПС 220/110 кВ На обращение ОДУ Юга ответа от собственника не получено

ООО « ЛУКОЙЛ » Кубаньэнерго Краснодарская ТЭЦ (648 МВт ) 23 Параметры Значения Станционный агрегата 1, 2, 3, 4, 5 Установленная мощность ТА, МВт 25, 20, 22, 50, 42 Тип ТА ПТ , Р , Р , ПТ , Т Год ввода Стоимость мощности, руб./ МВт Критерии оценки Мероприятия Обеспечение надежного теплоснабжения потребителей Необходима модернизация турбин энергоблоков с организацией отборов пара 8-13 ата, изменение схемы водоподготовительной установки Обеспечение надежного электроснабжения потребителей Вывод ТГ-3,5 предусмотрен реализацией СВМ ПГУ- 410 МВт, вывод ТГ-1,2,4 возможен при выполнении технических мероприятий Востребованность мощности по балансу энергоузла, МДП По прогнозному балансу ОЗП 2015/2016 вывод агрегатов неблочной части приводит к перегрузу АТ 220/110 КТЭЦ в нормальной схеме. Необходим ввод замещающей мощности или перевод энергоблока на РУ 110 кВ (СВМ ПГУ-410) Функционирование РЗА и ПА Необходима разработка проектных решений для выделения КТЭЦ на сбалансированную нагрузку или СН Необходимость продолжения эксплуатации ОРУ При демонтаже ОРУ 110 кВ произойдет выбытие 375 МВА АТ-мощности. Необходимо строительство новой ПС 220 кВ с перезаводом тупиковых и транзитных ВЛ 110 кВ Собственника устраивает решение о выводе ТГ-3,5 в рамках решений СВМ ПГУ-410 МВт. Для вывода ТГ-1,2,4 необходима организация промышленного отбора турбин энергоблоков Вывод из эксплуатации ТГ 1-5 возможен при реализации СВМ ПГУ и проектной проработке технических решений

ООО « ЛУКОЙЛ » Волгоградэнерго Волгоградская ГРЭС (72 МВт ) 24 Параметры Значения Станционный агрегата 1, 7, 8 Установленная мощность ТА, МВт 20, 22, 18 Тип ТА Т , Р /31, Р Год ввода Стоимость мощности, руб./ МВт Критерии оценки Мероприятия Обеспечение надежного теплоснабжения потребителей Необходима разработка мероприятий по теплоснабжения потребителей – промпредприятия, жилой сектор г. Волгограда ( сетевой воды 1150 т / ч, пара 180 т / ч ) Обеспечение надежного электроснабжения потребителей Необходимо изменение схемы питания потребителей по сети 110 кВ, с ГРУ 6 кВ Востребованность мощности по балансу энергоузла, МДП Увеличение пропускной способности сети 110 кВ или ввод замещающей мощности Необходимость продолжения эксплуатации ОРУ Необходимо выполнение технических мероприятий по реконструкции ОРУ 110 кВ ( морально устаревшее и изношенное оборудование ) Собственник заинтересован в выработке собственной тепловой и электрической энергии. В период максимальных нагрузок режим работы электростанции востребован на 82% по ЭЭ, 83% по ТЭ. Вывод из эксплуатации нецелесообразен Вывод из эксплуатации ТГ - 1,7,8 возможен, необходимы технические мероприятия по электроснабжению и теплоснабжению потребителей C все оборудование, здания и сооружения Волгоградской ГРЭС переданы в аренду ОАО «Химпром»

ООО « ЛУКОЙЛ » Волгоградэнерго Волгоградская ТЭЦ -2 (300 МВт ) 25 Параметры Значения Станционный агрегата 2 Установленная мощность ТА, МВт 25 Тип ТА ПТ /10 Год ввода 1957 Стоимость мощности, руб./ МВт Критерии оценки Мероприятия Обеспечение надежного теплоснабжения потребителей Основные потребители – промпредприятия и жилая нагрузка г. Волгограда. Необходима разработка технических и организационных мероприятий по теплоснабжения II очереди отбора 140 ата для нужд ОАО « ЛУКОЙЛ - Волгограднефтепереработка » в ремонтных режимах Необходимость продолжения эксплуатации ОРУ Необходимо сохранение существующего ОРУ 110 кВ или перезавод всех ВЛ 110 кВ на новую ПС 110 кВ Собственник запланировал вывод из эксплуатации ТГ -4 Р /18. В случае вывода ТГ -2 снижается надежность теплоснабжения потребителей в ремонтных режимах основного и вспомогательного энергетического оборудования Вывод из эксплуатации ТГ -2 возможен, собственнику рекомендовано разработать мероприятия по надежному теплоснабжению ответственного потребителя I-очередь 100 ата (ТГ-2,3,4), II-очередь 140 ата (ТГ-7,8,9,10). Экономичная работа электростанции достигается на II очереди. I очередь включается в работу в ремонтных режимах для обеспечения тепловых нагрузок ОАО «ЛУКОЙЛ»- Волгограднефтепереработка. В нормальном режиме ТГ-2 КС, ТГ- 3,4 ХР

ООО « ЛУКОЙЛ » Волгоградэнерго Камышинская ТЭЦ (72 МВт ) 26 Параметры Значения Станционный агрегата 1, 3 Установленная мощность ТА, МВт 11, 11 Тип ТА ПТ /10, ПТ /10 Год ввода 1956, 1958 Стоимость мощности, руб./ МВт Критерии оценки Мероприятия Обеспечение надежного теплоснабжения потребителей Необходимо обеспечить теплоснабжение потребителей ТЭ через РОУ ( промпредприятия, теплосеть г. Камышина 4200 т / ч ), выполнить мероприятия по охлаждению вспомогательного оборудования Обеспечение надежного электроснабжения потребителей В ремонтных схемах для восстановления минимально допустимого уровня напряжения тяговых ПС необходима установка ИРМ 40 Мвар Демонтаж тепловой мощности ( ТГ -1,3) не позволит обеспечить растущий спрос на ТЭ г. Камышина в зимнем режиме. В летнем режиме отсутствует возможность включения в работу II очереди из - за низких тепловых нагрузок. Собственник рассматривает возможность замены устаревшего оборудования с учетом решения озвученных проблем Вывод из эксплуатации ТГ -1,3 возможен, необходима компенсация дефицита Q=40 Мвар и проработка мероприятий по теплоснабжению потребителей I-очередь 40 ата (ТГ-1,3), II-очередь 100 ата (ТГ-4,5 Р-25-90/10). В летний период ТА II очереди находятся в консервации. Снабжение потребителей теплом осуществляется от I очереди. Циркуляционная вода ТА I очереди в зимний период используется для охлаждения станционных насосов.

ООО « ЛУКОЙЛ » Ростовэнерго Волгодонская ТЭЦ -1 (6 МВт ) 27 Параметры Значения Станционный агрегата 1 Установленная мощность ТА, МВт 6 Тип ТА АР -6-6 Год ввода 1960 Стоимость мощности, руб./ МВт - Критерии оценки Мероприятия Обеспечение надежного теплоснабжения потребителей Теплоснабжение старой части города осуществляется от ВдТЭЦ -1, новой от ВдТЭЦ -2. Пропускная способность теплосети не позволяет обеспечит теплоснабжение старой части города от ВдТЭЦ -2. Для решения проблемы требуется строительство перемычки по теплосети между ВдТЭЦ -1 и ВдТЭЦ -2. До строительства перемычки необходимо включение в работу в период ОЗП на ВДТЭЦ ого энергетического КА и 2- х водогрейных Необходимость продолжения эксплуатации ОРУ Сохранение существующего ОРУ -110 кВ или перезавод 1 ВЛ 110 кВ на ЦГЭС Собственник с планирует вывести ТГ -1 из эксплуатации. Для обеспечения надежного теплоснабжения потребителей планируется оставить в работе энергетический котел и водогрейные котлы. В ОАО « СО ЕЭС » подана заявка на вывод из эксплуатации Вывод из эксплуатации ТГ -1 возможен с перезаводом ВЛ 110 кВ, со строительством ячейки 110 кВ на Цимлянской ГЭС или с сохранением ОРУ

ООО « Росспирт » Нарткалинская ТЭЦ (16 МВт ) 28 Параметры Значения Станционный агрегата 2 Установленная мощность ТА, МВт 4 Тип ТА ПР -4-35/5 М Год ввода 1956 Стоимость мощности, руб./ МВт - Критерии оценки Мероприятия Обеспечение надежного теплоснабжения потребителей При выводе из эксплуатации ТГ -2 не будет обеспечено теплоснабжение производства ООО « Росспирт ». Необходима разработка мероприятий, обеспечивающих теплоснабжение производства от другого источника Необходимость продолжения эксплуатации ОРУ РУ 6 кВ необходимо оставить в работе для обеспечение электроснабжения производства ООО « Росс - Спирт » По мнению собственника турбоагрегат находится в удовлетворительном техническом состоянии и все свои паспортные показатели обеспечивает в полном объеме, в связи с чем вывод данного турбоагрегата из эксплуатации исключен НХК ТЭЦ не оказывает влияние на режим работы прилегающей сети. Вывод ТГ-2 возможен при условии решения вопроса теплоснабжения производственных нужд собственника станции, но решение о демонтаже может принимать только собственник. ОРУ 6 кВ необходимо оставить в работе, так как от него запитаны все производственные мощности собственника

Схемы и программы перспективного развития субъектов РФ Схемы и программы развития ЕЭС России Прогноз спроса на ЭЭ Данные мониторинга схем и программ развития ЕЭС Заявки на техприсоединение Предложения СО по развитию распределительных сетей Исходные данные, используемые для разработки и корректировки программ и схем развития субъектов РФ 32

Состояние разработки схем и программ развития по ОЭС Юга 33 Астраханская область Ростовская область Краснодарский край и Адыгея Ставропольский край Астраханская область : разработана и утверждена профильным министерством области без привлечения проектных организаций собственными силами с использованием материалов, предоставленных РДУ и МРСК. Краснодарский край и Адыгея, Ростовская область : сформированы как корректировка существующих схем развития сетей РСК с привлечением проектных организаций и использованием материалов, предоставленных РДУ. Не утверждены. Ставропольский край : разработана профильным министерством края без привлечения проектных организаций и использованием материалов, предоставленных РДУ. Не утверждена. Краснодарский край и Адыгея, Ростовская область : сформированы как корректировка существующих схем развития сетей РСК с привлечением проектных организаций и использованием материалов, предоставленных РДУ. Не утверждены. Ставропольский край : разработана профильным министерством края без привлечения проектных организаций и использованием материалов, предоставленных РДУ. Не утверждена. По остальным регионам схемы и программы развития отсутствуют Необходима инициатива на уровне Правительства РФ на выделение бюджетам регионов необходимых средств для организации работ по формирования схем развития субъектов РФ

Контроль выполнения инвестиционных программ субъектов электроэнергетики ОАО « СО ЕЭС » разработан и утвержден Порядок рассмотрения ИП субъектов электроэнергетики ОДУ Юга разработан и утвержден Регламент взаимодействия при рассмотрении ИП субъектов электроэнергетики Основные положения выполнения данного процесса : Под рассмотрение попадают ИП субъектов электроэнергетики с участием государства в их уставном капитале, определенные ПП РФ 977 Иные субъекты, не попадающие под ПП СО выступает в качестве эксперта и оценивает достаточность учтенных в ИП мероприятий по обеспечению системной надежности СО не согласовывает ИП субъектов электроэнергетики – согласование прерогатива органов исполнительной власти По итогам рассмотрения инвестиционной программы ИА, ОДУ, РДУ осуществляют подготовку заключений, содержащих выводы по результатам рассмотрения инвестиционной программы и при необходимости предложений по ее доработке Перед направлением ИП в орган исполнительной власти субъект направляет ее на предварительное согласование с ОДУ, РДУ. В таких случаях мы не готовим ответ в соответствии с утвержденной формой заключения – ведем переписку о содержании ИП 34

Благодарю за внимание ! Вопросы ? 35