Указ Губернатора Алтайского края от 28.04.2017 № 43

* - оперативная информация

IV. Особенности и проблемы функционирования энергосистемы на территории Алтайского края

4.1. Энергосистема Алтайского края имеет следующие характерные особенности:

потребность в электрической мощности и электроэнергии Алтайской энергосистемы покрывается за счет собственного производства электроэнергии на ТЭЦ края (около 2/3) и сальдо-перетоков с соседними энергосистемами;

неравномерная загрузка ТЭЦ из-за снижения тепловых нагрузок в летний период, в частности снижение нагрузки Барнаульских ТЭЦ с 705 МВт до 320 МВт (более чем в 2 раза) при общем снижении потребления Алтайского края с 1790 МВт до 1200 МВт (в 1,4 раза);

отсутствие концентрированной потребительской нагрузки – крупных потребителей, которые могли бы оказывать системные услуги по участию в противоаварийной разгрузке при внезапном дефиците мощности или энергии;

разветвленная и протяженная сеть класса напряжения 110 кВ и выше, а также длинные ЛЭП с большим количеством ПС;

зависимость режимов работы от величины и направления перетока Сибирь – Казахстан – Урал, которые существенно влияют на уровни напряжения в прилегающей сети.

4.2. Проблемы функционирования энергосистемы на территории Алтайского края

На начало 2017 года нормативный срок службы (более 30 лет) отработало генерирующее оборудование с суммарной мощностью 835 МВт (54,3 % установленной мощности всех электростанций энергосистемы края). Более 40 лет отработало оборудование электростанций общей мощностью 346 МВт (22,5 %).

Так как наиболее масштабные вводы генерирующих мощностей в Алтайском крае происходили в 1960-е и 1980-е годы, при их проектировании изначально закладывалась значительная выработка технологического пара для нужд промышленных предприятий. В связи со структурными изменениями в промышленном производстве эта составляющая тепловых нагрузок оказалась невостребованной, что привело, с одной стороны, к снижению технико-экономических показателей энергопредприятий, а с другой - к ограничениям в выработке электроэнергии. Коэффициент использования установленной мощности ТЭЦ края в настоящее время составляет в среднем 25 %, тогда как в 1980-е годы он достигал 65 %.

Исходя из этого, основными проблемами функционирования генерирующих мощностей Алтайского края являются:

высокая степень морального и физического износа основных фондов энергосистемы края, которая достигает 70 %.;

зависимость объема выработки электрической энергии от фактических тепловых нагрузок;

сокращение физических объемов капитального ремонта и модернизации основных фондов энергосистемы.

Барнаульский энергорайон

1. В г. Барнауле с увеличением строительства жилья и объектов административно-торгового и социально-бытового назначения увеличиваются коммунально-бытовые нагрузки. В частности, в настоящее время ведется активная застройка северо-западного планировочного района города, в том числе прилегающей к нему пригородной территории - п. Спутник, п. Авиатор, с. Власиха, п. Октябрьский, п. Лесной. Электроснабжение указанных населенных пунктов в настоящее время осуществляется от ПС 110 кВ КМК и ПС 110 кВ Комсомольская.

По данным зимнего контрольного замера 2012 года загрузка ПС 110 кВ Комсомольская с установленными на ней силовыми трансформаторами Т-1 6,3 МВА и Т-2 10 МВА составила 6,4 МВт. Допустимая максимальная загрузка с учетом перегрузочной способности (в режиме N-1) 5,9 МВт. Загрузка ПС 110 кВ КМК с установленными на ней силовыми трансформаторами Т-1 15 МВА и Т-2 15МВА составила 16,9 МВт при допустимой максимальной загрузке (в режиме N-1) 14,1 МВт.

Таблица 30

Перспективная загрузка центров питания в соответствии с «Комплексной программой развития сетей напряжениями 35 кВ и выше на территории Алтайского края» на пятилетний                     период 2017-2021 годы

Наименование ПС	Установленная мощность трансформаторов, МВА		Предельно допустимая загрузка ПС, МВт	Максимальная загрузка трансформаторов в режиме N-1 по контрольному замеру, МВт	Максимальная загрузка трансформаторов в режиме N-1 с учетом действующих, МВт
	Т-1	Т-2
ПС 110 кВ Комсомольская	6,3	10	5,9	6,4	9,18
ПС 110 кВ КМК	15	15	14,1	16,9	24,56

При аварийном отключении одного из силовых трансформаторов на ПС 110 кВ КМК, перегрузка второго составляет 2,8 МВт (113,5 %), что также не допускается п. 2.1.21 ПТЭЭП и приводит к необходимости ввода графиков аварийного отключения до 3 МВт.

Реконструкция ПС 110 кВ КМК в части замены существующих трансформаторов 2х15 МВА на трансформаторы большего номинала потребует полной перестройки фундаментов оборудования, зданий и сооружений ПС 110 кВ КМК (проектом не предусматривалось такое расширение) с установкой 4-х секций КРУ-10 кВ (вместо существующих двух). В связи с отсутствием резервирования потребителей, запитанных с ПС 110 кВ КМК и постоянно высокой нагрузкой, реконструкция данной ПС невозможна: на прилегающей к ПС 110 кВ Комсомольская и ПС 110 кВ КМК территориям отсутствуют иные центры питания, на которые возможно было бы перевести часть нагрузки.

Для ввода параметров режима в область допустимых значений необходимо строительство в пригородной части г. Барнаула новой ПС 110 кВ Ковыльная с установкой силовых трансформаторов 2х16 МВА. Присоединение ПС планируется от проходящей рядом с участком для строительства ВЛ 110 кВ Власихинская – Топчихинская (ВТ – 111).

Реализация указанного проекта позволит перевести часть нагрузки (до 12,5 МВА) с вышеуказанных ПС (с ПС 110 кВ КМК – 10 МВА; с ПС 110 кВ Комсомольская – 2,5 МВА (объем нагрузки в Павловском районе прилегающего к Барнаульскому городскому округу)).

2. ПС 110 кВ Топчихинская введена в эксплуатацию в 1969 году. На ПС установлены силовые трансформаторы разной мощности – Т-1 – 6,3 МВА, Т-2 – 10 МВА. Силовой трансформатор Т-1 - 1969 года выпуска, мощностью 6,3 МВА не обеспечивает существующие потребности в мощности.

Допустимая максимальная загрузка Т-1 с учетом перегрузочной способности (в режиме N-1) составляет 5,9 МВт.

По данным зимнего контрольного замера 2012 года перегрузка трансформатора Т-1 при аварийном отключении силового трансформатора  Т-2, составляет 2,8 МВт (44 %), что не допускается п. 2.1.21 ПТЭЭП и приводит к необходимости ввода графиков аварийного отключения до 3 МВт.

Таблица 31

Перспективная загрузка ПС 110 кВ Топчихинская в соответствии с «Комплексной программой развития сетей напряжениями 35 кВ и выше на территории Алтайского края» на пятилетний                        период 2017-2021 годы

Наименование ПС	Установленная мощность трансформаторов, МВА		Предельно допустимая загрузка ПС, МВт	Максимальная загрузка трансформаторов в режиме N-1 по контрольному замеру, МВт	Максимальная загрузка трансформаторов в режиме N-1 с учетом действующих, МВт
	Т-1	Т-2
ПС 110 кВ Топчихинская	6,3	10	5,9	8,7	10,97

В с.Топчиха иные центры питания для перевода существующих нагрузок отсутствуют.  В связи с этим необходима реконструкция ПС 110 кВ Топчихинская в части замены силового трансформатора 6,3 МВА на трансформатор мощностью 10 МВА.

3. Электроснабжение ПС 35 кВ Прудская осуществляется по ВЛ 35 кВ Подгорная – Прудская (ВЛ ПП-300, ВЛ ПП-307) от ПС 110 кВ Подгорная. ПС 35 кВ Прудская, находящаяся в г. Барнаул, сдана в эксплуатацию в 1961 году. За время эксплуатации оборудование и здание ПС выработало нормативный ресурс. По данным отчета специализированной организации (ООО «Союзстальконструкция», отчет от 2012 года, Шифр: 18.22.3745.12/136) здание и помещения ПС имеют недопустимый износ связанный, в том числе с регулярными подтоплениями грунтовыми и талыми водами. Для выноса объекта из зоны затопления, а также с учетом ее фактического состояния требуется строительство новой ПС 110 кВ Прудская с подключением отпайками к двухцепной ВЛ 110 кВ Подгорная – Центральная (ВЛ ПЦ-39, ВЛ ПЦ-40).

Таблица 32

Перспективная загрузка ПС 110 кВ Подгорная в соответствии с «Комплексной программой развития сетей напряжениями 35 кВ и выше на территории Алтайского края» на пятилетний                        период 2017-2021 годы

Наименование ПС	Установленная мощность трансформаторов, МВА		Предельно допустимая загрузка ПС, МВт	Максимальная загрузка трансформаторов в режиме N-1 по контрольному замеру, МВт	Максимальная загрузка трансформаторов в режиме N-1 с учетом действующих, МВт
	Т-1	Т-2
ПС 110 кВ Подгорная	40	40	37,55	39,43	40,45

Кроме того, в послеаварийном режиме, связанном с отключением одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Подгорная, загрузка трансформаторов установленных на ПС 110 кВ Подгорная по данным зимних контрольных замеров 2012-2016 годов составляет 105 % без учета выданных ТУ на ТП. Допустимая максимальная загрузка трансформатора с учетом перегрузочной способности (в режиме N-1) составляет 37,55 МВт. С учетом выданных ТУ на ТП перегрузка оставшегося в работе трансформатора в указанном послеаварийном режиме  составляет 2,9 МВт (108 %). В качестве мероприятия обеспечивающее разгрузку трансформаторов в послеаварийных режимах предлагается разгрузка шин 35 кВ ПС 110 кВ Подгорная путем перевода ПС 35 кВ Прудская на напряжение 110 кВ. Возможность разгрузки ПС 110 кВ Подгорная или перевода мощности на другие ЦП отсутствует.

Таким образом, перевод ПС 35 кВ Прудская на напряжение 110 кВ позволит решить две проблемы в центральной части г. Барнаула.

4. ПС 110 кВ Комсомольская сдана в эксплуатацию в 1978 году. На ПС установлены силовые трансформаторы разной мощности (Т-1 – 6,3 МВА; Т-2 – 10 МВА). Допустимая максимальная загрузка трансформатора Т-1 составляет 5,9 МВт. По условиям филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго» загрузка указанного оборудования не должна превышать допустимых значений. Допустимая максимальная загрузка Т-1 с учетом перегрузочной способности (в режиме N-1) составляет 5,9 МВт. По данным зимнего контрольного замера 2012 г. загрузка трансформатора Т-1 при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 без учета выданных ТУ на ТП, составляет 6,4 МВт (108,5 %), что не допускается п. 2.1.21 ПТЭЭП и приводит к необходимости ввода графиков аварийного отключения до 0,5 МВт.

Загрузка трансформатора Т-1 при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 с учетом выданных ТУ на ТП и с учетом перевода нагрузки на ПС 110 кВ Ковыльная, составит 6,95 МВт (117,7 %).

На основании изложенного, замена трансформатора Т-1 мощностью 6,3 МВА на трансформатор мощностью 10 МВА позволит исключить необходимость ввода графиков аварийного отключения в послеаварийных режимах.

5. В соответствии с расчетами аварийных режимов работы сети, а именно в случае отключения выключателя на ТЭЦ – 3 ВЛ 110 кВ Барнаульская ТЭЦ-3 – Подгорная I цепь с отпайками (далее ВЛ ТП-45), ВЛ 110 кВ Барнаульская ТЭЦ-3 – Подгорная II цепь с отпайками (далее ВЛ ТП-46) токовая загрузка каждой ВЛ 110 кВ Опорная – Подгорная I цепь с отпайками (далее ВЛ      ОП-93), ВЛ 110 кВ Опорная – Подгорная II цепь с отпайками (далее ВЛ ОП-94), с учетом выданных ТУ (71,353 МВт) составляет 770 А (с учетом данных зимнего контрольного замера 2012 года – максимального потребления за последние 5 лет), что превышает предельно допустимые значения (600 А – перегруз не допустим) на 170 А (28,3 %). На фактическое потребление перегрузы не выявлены.

Для обеспечения пропускной способности ВЛ ОП-93, ВЛ ОП-94 необходимо реконструировать ПС 110 кВ Опорная и ПС 110 кВ Подгорная в части замены оборудования с номинальным током 600 А и 630 А на оборудование с номинальным током 1000 А: ВЧ заградители, выключатели 110 кВ, разъединители 110 кВ, трансформаторы тока 110 кВ.

Другим вариантом позволяющим обеспечить ввод параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений в послеаварийных режимах является реконструкция ПС 110 кВ Сиреневая с переводом питания с ВЛ ТП-45 и ВЛ ТП-46 на ВЛ 110 кВ Барнаульская ТЭЦ-3 – Власиха I цепь (ВЛ ТВ -43) и ВЛ 110 кВ Барнаульская ТЭЦ-3 – Власиха II цепь (ВЛ ТВ-44). Данное мероприятие включено в ТУ на ТП ПС 110 кВ Кристалл к сетям ПАО «МРСК Сибири» связанных с увеличением присоединяемой мощности ООО «Барнаульская сетевая компания» (договор ТП от 17.09.2014 № 20.2200.3964).

Реализация данного проекта, позволит снизить токовую загрузку ВЛ ОП-93, ВЛ ОП-94, ВЛ ТП-45, ВЛ ТП-46 до 590 А, что ниже допустимого значения (600 А).

Кулундинский энергорайон

По данным филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго» схемы электроснабжения потребителей в отдельных административных районах Алтайского края не соответствует требованиям правил устройства электроустановок: электроприемники второй категории в нормальных режимах не обеспечиваются электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Так электроснабжение потребителей с электроприемниками второй категории Бурлинского, Мамонтовского, Романовского районов Алтайского края осуществляется только от одной ВЛ 110 кВ: ВЛ 110 кВ Славгородская – Бурлинская, ВЛ 110 кВ Корчинская – Мамонтовская и ВЛ 110 кВ Мамонтовская – Романовская соответственно.

1. ВЛ 110 кВ Корчино – Мамонтово (ВЛ КМ-110) является тупиковой. В случае аварийного отключения данной ВЛ электроснабжение двух муниципальных районов Алтайского края (Мамонтовский, Романовский) с суммарной нагрузкой до 12 МВт прекращается в полном объеме в том числе и потребители второй категории.

Для обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей Романовского и Мамонтовского районов Алтайского края в послеаварийных режимах и ремонтных схемах необходимо строительство ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Сидоровская до ПС 110 кВ Завьяловская с организацией реконструкции ОРУ данных ПС.

2. Транзит 110 кВ Славгородская – Бурлинская – Новосельская является тупиковым (одноцепная ВЛ 110 кВ Славгородская – Бурла (ВЛ СБ-128); одноцепная ВЛ 110 кВ Бурлинская – Новосельская (ВЛ БН-2)). Протяженность транзита 74,07 км. Согласно дефектных ведомостей филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго» данная ВЛ требует замены провода по всей длине транзита, а также требуется замена 45 % опор. В случае аварийного отключения одной из ВЛ 110 кВ транзита Бурлинский район Алтайского края будет обесточен в том числе и потребители второй категории. На территории указанного района проживает более 11 тыс. человек.

Для обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей Бурлинского района Алтайского края необходимо строительство ВЛ 110 кВ позволяющей обеспечить резервное питание указанного района. 

В связи с вышеизложенным, необходимо строительство ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Гальбштадт до ПС 110 кВ Бурлинская протяженностью порядка 33 км.

Бийский энергорайон

Электроснабжение Бийского энергорайона осуществляется по ВЛ 220 кВ Барнаульская - Бийская и ВЛ 220 кВ Троицкая - Бийская, входящих в контролируемое сечение ББУ-3, а также от Бийской ТЭЦ.

1. ПС 110 кВ Предгорная сдана в эксплуатацию в 1987 г. от ПС осуществляется электроснабжение территории, на которой проживает 25,6 тыс. человек Физический износ ПС – 75 %. На ПС установлены силовые трансформаторы разной мощности (Т-1 – 6,3 МВА, Т-2 – 10 МВА).

Аварийное отключение трансформатора Т-2 мощностью 10 МВА в осенне-зимний период, приводит к перегрузу остающегося в работе трансформатора Т-1 мощностью 6,3 МВА.

Допустимая максимальная загрузка Т-1 с учетом перегрузочной способности (в режиме N-1) составляет 5,9 МВт. По данным зимнего контрольного замера 2012 г. перегрузка трансформатора Т-1 при аварийном отключении силового трансформатора Т-2, составляет 1,56 МВт (26,4 %) без учета действующих договоров ТП, что не допускается п. 2.1.21 ПТЭЭП и приводит к необходимости ввода графиков аварийного отключения. С учетом действующих договоров ТП перегруз составит– 2,1 МВт (36 %).

Допустимая максимальная загрузка указанной ПС (в режиме N-1) составляет 5,9 МВт.

На прилегающей к указанной ПС территории отсутствуют иные центры питания, на которые возможно было бы перевести часть нагрузки. Ликвидация перегруза трансформатора Т-1 возможна только путем ввода графиков аварийного отключения в объеме до 1,6 МВт (без учета действующих договоров ТП).

На основании изложенного, замена трансформатора Т-1 мощностью 6,3 МВА на трансформатор мощностью 10 МВА позволит исключить необходимость ввода графиков аварийного отключения в послеаварийных режимах, а также обеспечит возможность исполнения филиалом ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго» обязательств по действующим договорам ТП.

2. По результатам ОЗМ 2012 года зарегистрирована суммарная нагрузка в ремонтном режиме по ВЛ 35 кВ БЗ-331 – 220,68 А. В связи с планируемым присоединением к сетям филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго» потребителя ООО «Карбид-Хеннкелль металл» (договор о технологическом присоединении от 05.04.2013 № 20.2200.804.13) произойдет увеличение передаваемой мощности на 2,5 МВт (45 А по 35 кВ). При наборе максимальной мощности до 2,5 МВт потребителя  ЗАО «Алтайский бройлер» (договор ТП от 2010 года) суммарная нагрузка по ВЛ БЗ-331 составит 300 А. ВЛ 35 кВ БЗ-331 выполнен проводом АС-70. Максимальная долговременная нагрузка провода АС-70 составляет 255 А. Учитывая техническое состояние ВЛ 35 кВ БЗ-331 (введена в эксплуатацию в 1963 года) перегруз недопустим.

Перевод нагрузки с шин ПС 35 кВ запитанных от ВЛ БЗ-331 на другие центры питания не возможен в виду значительной удаленности. Реконструкция ВЛ БЗ-331 в части замены провода, на провод большего сечения, не возможна без замены опор и фундаментов.

В непосредственной близости от ПС 35 кВ Полевая проходит двухцепнаяВЛ 110 кВ Бийская– Бийская ТЭЦ с отпайкой на ПС ГПП-4 (ВЛ БТ-105, ВЛ БТ-106). Перевод питания ПС 35 кВ Полевая уровень напряжения 110 кВ (от ВЛ 110 кВ БТ-105, ВЛ БТ-106), с заменой существующего силового трансформатора и установкой второго силового трансформатора 110/35/10 кВ, позволит обеспечить допустимую загрузку ВЛ БЗ-331.

Рубцовский энергорайон

1.    Наиболее сложной схемно-режимной ситуацией, приводящей к выходу параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений, является одновременное аварийное отключение ВЛ 220 кВ Рубцовская – Южная I цепь и ВЛ 220 кВ Рубцовская – Южная II цепь в летний период при потреблении свыше 200 МВт в период экстремально высоких температур наружного воздуха (далее – ПЭВТ). В соответствии со сводом правил СП 131.13330.2012 «Строительная климатология» температура ПЭВТ в Рубцовском энергорайоне составляет +28,2°C при проведении расчетов принято значение +30°C.

Ограничивающими элементом является провод АС-150/24 подвешенный на ВЛ 110 кВ Южная – Горняцкая с отпайками (ВЛ ЮГ-148).

В данной схемно-режимной ситуации имеет место токовая перегрузка проводов ВЛ 110 кВ Южная – Горняцкая с отпайками (ВЛ ЮГ-148) на 2,7 % (499 А при допустимом токе 486 А) и снижение напряжения в сети 110 кВ ниже минимально-допустимого напряжения (85 кВ), например, на ПС 110 кВ Шипуновская до 84,5 кВ, ПС 110 кВ Северная до 84,9 кВ.

В летний период в ПЭВТ при потреблении Рубцовского энергорайона свыше 200 МВт ВЛ 110 кВ Южная – Горняцкая с отпайками (ВЛ ЮГ-148) должна быть разомкнута со стороны ПС 110 кВ Горняцкая. В противном случае в указанном выше послеаварийном режиме в следствии превышения аварийно-допустимой токовой нагрузки ВЛ 110 кВ Южная – Горняцкая с отпайками (ВЛ ЮГ-148) будут повреждены провода данной ВЛ с отключением большей части Рубцовского энергорайона с нагрузкой до 150 МВт (на час максимального потребления).

В целях исключения указанной перегрузки осуществляется ввод графиков аварийного ограничения режима потребления на ПС 110 кВ Алтайвагон, ПС 110 кВ Алттрак-1, ПС 110 кВ Алттрак-2, ПС 110 кВ Приозёрная в объёме до 34 МВт: для снижения загрузки ВЛ 110 кВ Южная – Горняцкая с отпайками (ВЛ ЮГ-148) до значений длительно допустимой токовой нагрузки 423 А в ПЭВТ.

В качестве мероприятия для исключения ввода графиков аварийного отключения в указанной выше ситуации, является реконструкция ВЛ 110 кВ Южная – Горняцкая с отпайками (ВЛ ЮГ-148) с увеличением пропускной способности до величины не менее 499 А (при температуре ПЭВТ +30^оС) с последующим включением данной ВЛ в транзит на ПС 110 кВ Горняцкая в летний период.

2. ПС 110 кВ Волчихинская введена в эксплуатацию в 1972 году. На ПС установлены два силовых трансформатора Т-1 – 6,3 МВА; Т-2 – 10 МВА.

Допустимая максимальная загрузка Т-1 с учетом перегрузочной способности (в режиме N-1) составляет 5,9 МВт.По данным зимнего контрольного замера 2012 г. перегрузка трансформатора Т-1 при аварийном отключении силового трансформатора Т-2, составляет 1,51 МВт (26 %) без учета действующих договоров ТП, что не допускается п. 2.1.21 ПТЭЭП и приводит к необходимости ввода графиков аварийного отключения до 1,5 МВт. С учетом действующих договоров ТП перегрузка трансформатора Т-1 при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 составляет 3 МВт (50 %).

По условиям филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго» загрузка Т-1 не должна превышать 5,9 МВт.

ПС 110 кВ Волчихинская является единственным источником электроэнергии в Волчихинском районе Алтайского края, в связи с чем возможность перевода существующих нагрузок на другие центры питания отсутствуют.

На основании изложенного, для исключения перегруза Т-1 в послеаварийных режимах с отключением Т-2 и исполнения обязательств филиала ПАО «МРСК Сибири»-«Алтайэнерго» по действующим договорам ТП необходима реконструкция ПС 110 кВ Волчихинская в части замены силового трансформатора 6,3 МВА на трансформатор мощностью 10 МВА.

3. ПС 110 кВ Северная введена в эксплуатацию в 1952 году. По данным зимнего контрольных замеров 2012-2016 гг. с учетом действующих договоров ТП составляет не более 8,2 МВт (40-46 %).

В рамках разработки проектной документации (проект ЕИ-022.13) по заказу ПАО «МРСК Сибири» по титулу «Реконструкция объекта электросетевого комплекса, принадлежащего филиалу «МРСК Сибири»-«Алтайэнерго» ПС 110 кВ № 20 «Северная» проведено предпроектное обследование ПС 110 кВ Северная. По результатам обследования установлено, что оборудование ПС отработало 2 нормативных срока эксплуатации и его техническое состояние не соответствует требования безопасной эксплуатации электротехнического оборудования.

Подстанция оснащена выключателями 6 кВ типа ВМГ-133 с приводом ПС 10 и МГГ-10 с приводом ПЭ-21. В связи с прекращением выпуска оборудования данных типов дальнейший ремонт и эксплуатация затруднительны. На подстанции установлены силовые трансформаторы Т-1 – 20 МВА и Т-2 – 25 МВА.

В связи с выше изложенным, необходимо проведение реконструкции данной ПС в части замены оборудования ОРУ-110 кВ, а также силовых трансформаторов.

Энергообъекты ОАО «РЖД»

Существующие схемы ПС 220 кВ Артышта (Кемеровская область) и ПС 220 кВ Тягун не позволяют осуществить вывод в ремонт (ввод в работу) ЛЭП без кратковременного (на время переключения) погашения ПС. Это служит причиной затягивания сроков ремонтов ЛЭП 220 кВ, и приводит к невозможности обеспечить ее ввод со временем аварийной готовности.

Необходимо проведение реконструкции ПС 220 кВ Тягун.

4.3. Потери в электрических сетях

В Алтайском крае потери электроэнергии в сетях составляют 11,6 %. Коммерческие потери (несовершенство системы учета, неточность снятия показаний счетчиков, наличие неучтенных потребителей, несвоевременная оплата услуг) в сетях Российской Федерации составляют 20 – 30 % суммарных потерь. В Алтайском крае в отдельных районах этот показатель достигает 50 %. Потери Алтайэнерго: общие потери - от 8 до 25 %; технологические потери - от 6 до 16 %.

4.4. Теплоснабжение

В сфере теплоснабжения Алтайского края сложилась ситуация, заключающаяся в низком техническом уровне и изношенности оборудования ТЭЦ и котельных, отсутствии систем автоматического регулирования. Отмечаются случаи гидравлической разрегулированности тепловых сетей, неудовлетворительное качество теплоснабжения потребителей и неэффективного использованием топлива.

В Алтайском крае на начало 2016 года эксплуатировалось 2985,9 км тепловых сетей (водяных и паровых) в двухтрубном исчислении. Из всего объема тепловых сетей 29,8 % нуждаются в замене. Потери в тепловых сетях в 2015 году составили 22,8 % от общего количества поданной в сеть тепловой энергии.

V. Основные направления развития электроэнергетики Алтайского края на 2018 - 2022 годы

5.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Алтайского края

Одним из стратегических направлений Стратегии социально-экономического развития Алтайского края до 2025 года, утвержденной законом Алтайского края от 21.11.2012 № 86-ЗС, является создание инфраструктурной основы динамичного социально-экономического развития региона. Вместе с тем приведенный в Стратегии социально-экономического развития Алтайского края до 2025 года анализ относит к внутренним сдерживающим факторам (слабым сторонам) недостаточный уровень развития энергетической инфраструктуры и энергозависимость краевой экономики от поставок энергоносителей из других регионов страны.

Основной целью стратегического развития энергетики Алтайского края является обеспечение эффективности и сбалансированности ТЭК края, преодоление дефицитности по энергии и топливу, устойчивое развитие экономики и поступательного роста уровня жизни населения региона при безусловном соблюдении технологических стандартов и экологических норм.

В целях обеспечения потребностей экономики и социальной сферы Алтайского края в электроэнергии к числу стратегических задач развития энергетической системы Алтайского края отнесены:

обеспечение надежности и энергетической безопасности работы системы электроснабжения Алтайского края в части преодоления в крае сложившейся дефицитности по электроэнергии и обеспечению ТЭР в нормальных и чрезвычайных ситуациях, а также удовлетворение потребностей экономики и населения в электроэнергии (мощности) по доступным конкурентоспособным ценам, обеспечивающим окупаемость инвестиций в электроэнергетику, а также усиление межрегиональных энергетических связей края с соседними регионами;

повышение энергетической эффективности Алтайского края в части формирования рациональной структуры генерирующих мощностей края;

повышения использования установленной мощности электростанций;

сокращения потерь в электросетевом хозяйстве до уровня международной практики;

улучшения использования топливных ресурсов, в том числе путем использования собственных запасов угля при производстве тепловой и электрической энергии.

Согласно энергетической стратегии Алтайского края на период до 2020 года стратегическое развитие ТЭК Алтайского края должно исходить из реализации следующих стратегических целей:

повышение энергетической безопасности края;

повышение энергетической эффективности экономики края;

повышение бюджетной эффективности ТЭК края.

Согласно главной стратегической цели развития ТЭК Алтайского края к 2020 году он должен стать высокоэффективным, сбалансированным инфраструктурным комплексом, способным обеспечить устойчивое развитие экономики и поступательный рост уровня жизни населения региона при безусловном соблюдении экологических норм и технологических стандартов.

Для выбора наиболее эффективных путей достижения поставленных целей энергетической стратегией Алтайского края рассматривается реализация шести стратегических направлений:

1) развитие газификации края;

2) энергосбережение и повышение энергетической эффективности;

3) наращивание генерирующих мощностей;

4) развитие электрических сетей;

5) создание собственной угледобывающей промышленности;

6) использование ВИЭ.

Стратегическое направление «Развитие газификации края» предусматривает повышение энергетической эффективности экономики и бюджетной эффективности ТЭК Алтайского края и связано с решением следующих стратегических задач:

повышение эффективности установок, использующих топливо;

снижение вредных выбросов от источников тепла и электроэнергии;

повышение качества жизни населения;

создание возможности для строительства высокоэффективных мини-ТЭЦ на природном газе;

создание возможности для перевода автотранспорта и сельхозтехники на более дешевый и экологически чистый вид моторного топлива.

Приоритетными мероприятиями для этого направления являются:

газификация южных районов Алтайского края в направлении месторасположения особой экономической зоны туристско-рекреационного типа «Бирюзовая Катунь» и игорной зоны «Сибирская монета»;

газификация юго-западных районов Алтайского края в направлении Барнаул - Рубцовск;

газификация западных районов Алтайского края в направлении Барнаул - Славгород.

Стратегическое направление «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности» предусматривает повышение энергетической эффективности экономики и бюджетной эффективности ТЭК Алтайского края и связано с решением следующих стратегических задач:

снижение удельного потребления топлива источниками тепла и электроэнергии;

снижение потерь электрической и тепловой энергии в передающих сетях;

снижение потерь ТЭР у потребителей;

снижение энергоемкости ВРП;

снижение расхода ТЭР в бюджетной сфере.

Приоритетными мероприятиями для этого направления являются:

применение энергоэффективного оборудования и материалов;

внедрение контрольно-измерительной и регулирующей аппаратуры;

создание условий для массовой энергоэффективной реконструкции зданий с целью снижения показателя удельного расхода тепловой энергии;

внедрение стимулов энергосбережения.

Государственная программа Алтайского края «Энергоэффективность и развитие электроэнергетики» на 2015 - 2020 годы, утвержденная постановлением Администрации Алтайского края от 13.10.2014 № 468, предусматривает, что повышение эффективности использования топлива (энергии) в электроэнергетике может быть достигнуто путем реализации энергосберегающих мероприятий, применения энергоэффективных технологий, предложенных по результатам обязательных энергетических обследований.

К направлениям использования энергоэффективных технологий относятся:

внедрение усовершенствованных горелочных устройств;

внедрение энергосберегающей техники, повышение экономичности оборудования;

модернизация систем теплоснабжения с применением эффективных теплоизоляционных материалов и конструкций, с проведением режимных эксплуатационно-наладочных мероприятий;

внедрение АСКУЭ и систем управления энергией на объектах;

комплексная оптимизация режимов работы всех действующих на территории края теплоэлектрических станций.

Стратегическое направление «Наращивание генерирующих мощностей» предусматривает повышение энергетической безопасности Алтайского края и связано с решением ряда стратегических задач:

повышение надежности энергоснабжения производственных, коммунально-бытовых потребителей и населения;

снижение зависимости Алтайского края от поставок электроэнергии из соседних энергосистем;

гарантированное обеспечение растущего спроса на электроэнергию как со стороны действующих потребителей, так и со стороны вновь возникающих.

Одним из возможных мероприятий этого направления является строительство конденсационной электростанции на базе Мунайского буроугольного месторождения.

Стратегическое направление «Развитие электрических сетей» предусматривает повышение энергетической безопасности Алтайского края и связано с решением таких стратегических задач, как:

повышение надежности энергоснабжения производственных, коммунально-бытовых потребителей и населения;

гарантированное обеспечение спроса на электроэнергию как со стороны действующих потребителей, так и со стороны вновь присоединяемых;

усиление электрических связей с соседними энергосистемами;

обеспечение свободного доступа производителей и потребителей электроэнергии на рынки мощности и электроэнергии.

Приоритетными мероприятиями для этого направления являются:

организация внешнего электроснабжения объектов игорной зоны «Сибирская монета»;

строительство и реконструкция линий электропередачи и ПС для подключения к сети новых потребителей электроэнергии.

Стратегическое направление «Создание собственной угледобывающей промышленности» предусматривает повышение энергетической безопасности и бюджетной эффективности ТЭК Алтайского края и связано с решением таких стратегических задач, как:

снижение зависимости электроэнергетики и теплового хозяйства Алтайского края от поставок угля из других регионов - Красноярского края, Кемеровской области, Республики Казахстан;

снижение себестоимости тепловой и электрической энергии за счет использования более дешевого местного угля;

создание возможности строительства собственной крупной электростанции.

Приоритетными мероприятиями для этого направления являются:

развитие мощностей Мунайского угольного разреза;

доразведка запасов бурых углей Мунайского и близлежащих месторождений с целью постановки на государственный баланс.

Стратегическое направление «Использование возобновляемых источников энергии» предусматривает повышение энергетической безопасности и бюджетной эффективности ТЭК Алтайского края, связано с решением следующих стратегических задач:

снижение зависимости Алтайского края от поставок ТЭР из соседних регионов;

повышение надежности энергоснабжения удаленных и изолированных потребителей энергии;

внедрение новых технологий;

развитие инновационной составляющей экономики края.

Учитывая природно-климатические условия Алтайского края и степень проработанности технологий использования ВИЭ, к основным мероприятиям на рассматриваемую перспективу можно отнести строительство СЭС, малых ГЭС, ВЭС, биогазовых установок.

5.2. Прогноз потребления электроэнергии энергосистемы Алтайского края на 2017 - 2022 годы

Таблица 33

Прогноз электропотребления Алтайской энергосистемы по данным разработанным системным оператором

Показатель, единицы измерения	Годы
	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Электропотребление, млрд. кВт×ч	10,174	10,183	10,193	10,231	10,227	10,236
Прогнозные темпы прироста, %	0,002	0,003	0,012	0,011	0,037	0,037

5.3. Прогноз максимума нагрузки энергосистемы Алтайского края на 2017 - 2022 годы

Согласно прогнозу максимального потребления электроэнергии в энергосистеме Алтайского края, разработанному АО «СО ЕЭС», величина максимальной нагрузки в период 2017 - 2022 годов практически не изменится. Ожидается, что прирост максимальной нагрузки в энергосистеме Алтайского края за последующие пять лет составит 18 МВт, или приблизительно 1 %.

Таблица 34

Прогноз изменения собственного максимума нагрузки Алтайского края на 2017-2022 годы по данным разработанным системным оператором

Показатель	Годы
	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Максимум нагрузки, МВт	1806,00	1810,00	1813,00	1816,00	1821,00	1824,00
Прогнозные среднегодовые темпы прироста/снижения, %	0,22	0,21	0,21	0,21	0,22	0,24

Детализация прогноза электропотребления и максимума нагрузки по крупным потребителям энергосистемы Алтайского края представлена в таблице 35.

Таблица 35

Прогноз электропотребления и максимума нагрузки крупных потребителей Алтайского края на 2017 - 2022 годы

 (по данным компаний)

Потребитель	Годовое электропотребление, млн. кВтч						Максимум нагрузки, МВт
	годы						Годы
	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Западно-Сибирская железная дорога - филиал ОАО «РЖД»	764,4	764,4	764,4	764,4	764,4	764,4	619,3	619,3	619,3	619,3	619,3	619,3
ОАО «Алтай-Кокс», г. Заринск	460,0	460,0	460,0	460,0	460,0	460,0	59,4	59,4	59,4	59,4	59,4	59,4
ОАО «Кучуксульфат», Благовещенский район	21,4	21,4	21,4	21,4	21,4	21,4	9,4	9,4	9,4	9,4	9,4	9,4
ОАО ХК «Барнаульский станкостроительный завод»,        г. Барнаул	31,9	31,9	31,9	31,9	31,9	31,9	38,1	38,1	38,1	38,1	38,1	38,1
ЗАО «Станко-Цепь», г. Барнаул	2,6	2,6	2,6	2,6	2,6	2,6	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0
ООО «Литейный завод»	9,1	9,1	9,1	9,1	9,1	9,1	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0
ОАО «Авиапредприятие Алтай», г. Барнаул	6,8	6,8	6,8	6,8	6,8	6,8	5,7	5,7	5,7	5,7	5,7	5,7
ООО «Барнаульский Водоканал», г. Барнаул	22,1	22,1	22,1	22,1	22,1	22,1	10,7	10,7	10,7	10,7	10,7	10,7
ООО «Алтайский комбинат химических волокон»	8,7	8,7	8,7	8,7	8,7	8,7	54,1	54,1	54,1	54,1	54,1	54,1
МУП «Горэлектротранс»,             г. Барнаул	6,3	6,3	6,3	6,3	6,3	6,3	6,4	6,4	6,4	6,4	6,4	6,4
ОАО «Цемент», Заринский район	40,6	40,6	40,3	40,3	40,3	40,3	8,3	8,3	8,3	8,3	8,3	8,3
МУП «Водоканал», г. Бийск	11,1	11,1	11,1	11,1	11,1	11,1	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5