Приложение N 1. Основные положения Отраслевой схемы электроснабжения Санкт-Петербурга на период до 2015 года с учетом перспективы до 2025 года

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства Санкт-Петербурга от 20 апреля 2011 г. N 499 в название настоящего приложения внесены изменения

См. текст названия в предыдущей редакции

Приложение N 1

к постановлению

Правительства Санкт-Петербурга

от 3 июля 2007 г. N 734

Основные положения
Отраслевой схемы электроснабжения Санкт-Петербурга
на период до 2015 года с учетом перспективы до 2025 года

С изменениями и дополнениями от:

12 декабря 2007 г., 20 апреля 2011 г.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства Санкт-Петербурга от 20 апреля 2011 г. N 499 в раздел 1 настоящего приложения внесены изменения

См. текст раздела в предыдущей редакции

1. Цели и задачи Отраслевой схемы электроснабжения
Санкт-Петербурга на период до 2015 года
с учетом перспективы до 2025 года

1.1. Исключен.

Информация об изменениях:

См. текст пункта 1.1

1.2. Отраслевая схема направлена на обеспечение устойчивого развития территории Санкт-Петербурга в части, касающейся электроснабжения, достижение бездефицитного электробаланса Санкт-Петербурга по мощности и количеству электроэнергии.

1.3. Отраслевая схема определяет:

1.3.1. Основные направления и принципы развития электрической сети Санкт-Петербурга, позволяющие обеспечить нормативный уровень надежности электроснабжения существующих потребителей электроэнергии и возможность подключения к электрической сети Санкт-Петербурга новых потребителей.

1.3.2. Мероприятия по строительству новых электроэнергетических объектов, реконструкции и техническому перевооружению действующих генерирующих и электросетевых объектов.

2. Основные направления и принципы развития
электрической сети Санкт-Петербурга

2.1. Основными направлениями развития электрической сети Санкт-Петербурга (далее - электрическая сеть) являются:

2.1.1. Обеспечение надежного электроснабжения объектов жилищного фонда, объектов социального назначения, промышленных и коммунальных объектов, объектов транспортной инфраструктуры от всех видов источников электроэнергии, независимо от их имущественной принадлежности.

2.1.2. Обеспечение согласованного развития электрической сети с техническим перевооружением и расширением действующих ТЭЦ, проводимыми на базе ввода в эксплуатацию высокоэффективного электрогенерирующего оборудования в составе парогазовых, паротурбинных и газотурбинных установок и демонтажа в установленном порядке морально устаревшего и физически изношенного энергетического оборудования среднего и низкого давления при модернизации турбогенераторов высокого давления.

2.1.3. Строительство новых опорных ПС напряжением 330 кВ и выполнение реконструкции и технического перевооружения действующих системообразующих электросетевых объектов.

2.1.4. Строительство новых и реконструкция действующих распределительных электрических сетей и ПС напряжением 110 кВ:

на застроенных территориях, испытывающих дефицит электрической мощности;

на вновь осваиваемых и преобразуемых территориях размещения объектов капитального строительства;

на территориях размещения важнейших объектов жизнеобеспечения Санкт-Петербурга;

на территориях размещения объектов капитального строительства федерального и регионального значения, объектов капитального строительства, являющихся стратегическими инвестиционными проектами Санкт-Петербурга.

2.1.5. Масштабное внедрение энергосбережения в жилищном фонде, коммунальном комплексе и промышленности Санкт-Петербурга.

2.1.6. Снижение негативного воздействия топливно-энергетического комплекса на окружающую среду Санкт-Петербурга.

2.2. Основными принципами развития электрической сети являются:

2.2.1. Установка на вновь строящихся ПС напряжением 110 кВ при их полном развитии трансформаторов напряжением 110/6(10 кВ) мощностью 63-80 МВ*А.

2.2.2. Проектирование ПС в закрытом исполнении с применением электрогазового оборудования.

2.2.3. Присоединение ПС к электрической сети напряжением 110 кВ при помощи кабельных линий напряжением 110 кВ.

2.2.4. Осуществление при наличии технической возможности перевода электрической сети напряжением 6 кВ на напряжение 10 кВ.

2.2.5. Прекращение развития электрической сети напряжением 35 кВ ввиду экономической нецелесообразности.

3. Перспективные электрические нагрузки Санкт-Петербурга

В соответствии с основными мероприятиями и функциональным зонированием территории Санкт-Петербурга, предусмотренными Генеральным планом Санкт-Петербурга, планируемый прирост электрических нагрузок по районам Санкт-Петербурга в период до 2025 года составит:

N п/п	Район Санкт-Петербурга	Прирост нагрузки, МВт
		2005-2015 годы	2016-2025 годы	2005-2025 годы
1	2	3	4	5
1	Адмиралтейский	75	12	87
2	Василеостровский	257	9	266
3	Выборгский	349	38	387
4	Калининский	168	85	253
5	Кировский	323	21	344
6	Колпинский	190	152	342
7	Красногвардейский	197	16	213
8	Красносельский	363	275	638
9	Кронштадтский	54	129	183
10	Курортный	89	24	113
11	Московский	347	270	617
12	Невский	218	155	373
13	Петроградский	68	4	72
14	Петродворцовый	257	145	402
15	Приморский	347	172	519
16	Пушкинский	807	241	1048
17	Фрунзенский	143	59	202
18	Центральный	56	17	73
19	Итого	4312	1824	6132

4. Планируемые показатели и мероприятия
по развитию генерирующих источников электрической энергии

4.1. Планируемый прирост генерирующей мощности в энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области до 2025 года составит 11662 МВт, в том числе 7022 МВт на ТЭС, осуществляющих работу на органическом топливе, и 4640 МВт на АЭС.

4.2. Основные мероприятия по обеспечению прироста генерирующих мощностей на территории Санкт-Петербурга:

4.2.1. Сооружение новых электростанций: "Юго-Западная ТЭЦ", "ТЭЦ Парнас" и "Василеостровская ТЭЦ".

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства Санкт-Петербурга от 12 декабря 2007 г. N 1629 в пункт 4.2.2 настоящего приложения внесены изменения

См. текст пункта в предыдущей редакции

4.2.2. Расширение существующих ТЭЦ: "Северо-Западная ТЭЦ", "ТЭЦ-21 Северная", "ТЭЦ-22 Южная", "Правобережная ТЭЦ-5", ЭС-1 Центральной ТЭЦ, ЭС-2 Центральной ТЭЦ, "Первомайская ТЭЦ-14", "ГСР ТЭЦ" (бывшая ТЭЦ Ижорского завода).

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства Санкт-Петербурга от 12 декабря 2007 г. N 1629 в пункт 4.3 настоящего приложения внесены изменения

См. текст пункта в предыдущей редакции

4.3. Планируемый ввод (прирост) генерирующей мощности по генерирующим источникам на территории Санкт-Петербурга к 2025 году составит:

"Юго-Западная ТЭЦ" - 600 МВт;

"ТЭЦ Парнас" - 400 МВт;

"Василеостровская ТЭЦ" - 200 МВт;

"Северо-Западная ТЭЦ (вторая очередь)" - 900 МВт;

"ТЭЦ-22 Южная" - 450 МВт;

"ТЭЦ-21 Северная" - 180 МВт;

"Правобережная ТЭЦ-5" - 450 МВт;

ЭС-1 Центральной ТЭЦ - 180 МВт;

ЭС-2 Центральной ТЭЦ - 100 МВт;

"Первомайская ТЭЦ-14" - 210 МВт;

"ГСР ТЭЦ" (бывшая ТЭЦ Ижорского завода) - 190 МВт.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства Санкт-Петербурга от 20 апреля 2011 г. N 499 в пункт 4.4 настоящего приложения внесены изменения

См. текст пункта в предыдущей редакции

4.4. Покрытие дефицита генерирующих мощностей на территории Санкт-Петербурга на протяжении срока действий Отраслевой схемы осуществляется за счет электростанций, расположенных в Ленинградской области.

5. Балансы мощности и электроэнергии
в энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области

5.1. Баланс мощности в энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области на период до 2025 года.

N п/п	Наименование показателя баланса мощности	Единицы измерения	Годы
			2005	2010	2015	2020	2025
1	2	3	4	5	6	7	8
	Потребность
1	Совмещенный максимум нагрузки	тыс.кВт	6440	8500	11000	12400	13500
2	Передача мощности, всего	тыс.кВт	1332	1440	1500	1500	1500
3	Передача мощности внутри РФ	тыс.кВт	0	0	0	0	0
4	Экспорт, всего	тыс.кВт	1332	1440	1500	1500	1500
5	Экспорт в дальнее зарубежье	тыс.кВт	1332	1300	1300	1300	1300
6	Экспорт в ближнее зарубежье	тыс.кВт	0	140	200	200	200
7	Суммарный максимум	тыс.кВт	7772	9940	12500	13900	15000
8	Расчетный резерв мощности	тыс.кВт	1831	1950	2060	2195	2200
9	Расчетный резерв в процентах к суммарному максимуму	%	23,6	19,6	16,5	15,8	14,7
10	Итого потребность на совмещенный максимум	тыс.кВт	9603	11890	14560	16095	17200
Покрытие
11	Установленная мощность на конец года	тыс.кВт	10254	12686	16212	16802	17498
12	АЭС	тыс.кВт	4000	4000	6320	6640	5640
13	ГЭС	тыс.кВт	631	693	734	734	734
14	Конденсационные агрегаты	тыс.кВт	1950	2450	2300	2300	3100
15	Теплофикационные агрегаты	тыс.кВт	3673	5543	6858	7128	8024
16	Располагаемая мощность на конец года	тыс.кВт	9648	12216	15746	16656	17375
17	АЭС	тыс.кВт	4000	4000	6320	6640	5640
18	ГЭС	тыс.кВт	564	617	652	652	652
19	Конденсационные агрегаты	тыс.кВт	1650	2150	2000	2300	3100
20	Теплофикационные агрегаты	тыс.кВт	3434	5449	6774	7064	7983
21	Разрывы мощности на конец года	тыс.кВт	606	470	466	146	123
22	ГЭС	тыс.кВт	67	76	82	82	82
23	Конденсационные агрегаты	тыс.кВт	300	300	300	0	0
24	Теплофикационные агрегаты	тыс.кВт	239	94	84	64	41
Покрытие совмещенного максимума
25	Располагаемая мощность на совмещенный максимум	тыс.кВт	9648	12216	15746	16656	17375
26	АЭС	тыс.кВт	4000	4000	6320	6640	5640
27	ГЭС	тыс.кВт	564	617	652	652	652
28	Конденсационные агрегаты	тыс.кВт	1650	2150	2000	2300	3100
29	Теплофикационные агрегаты	тыс.кВт	3434	5449	6774	7064	7983
30	Получение мощности, всего	тыс.кВт	0	0	0	0	0
31	Получение мощности внутри Российской Федерации	тыс.кВт	0	0	0	0	0
32	Импорт, всего	тыс.кВт	0	0	0	0	0
33	Импорт из дальнего зарубежья	тыс.кВт	0	0	0	0	0
34	Импорт из ближнего зарубежья	тыс.кВт	0	0	0	0	0
35	Недоиспользованная мощность на совмещенный максимум	тыс.кВт	427	67	102	102	102
36	Используемая в балансе мощность	тыс.кВт	9221	12149	15644	16554	17273
37	Покрытие совмещенного максимума, итого	тыс.кВт	9221	12149	15644	16554	17273
38	Избыток (+)/Дефицит (-)	тыс.кВт	-382	259	1124	459	73

5.2. Баланс электроэнергии в энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области на период до 2025 года.

N п/п	Наименование показателя баланса электроэнергии	Единицы измерения	Годы
			2005	2010	2015	2020	2025
1	2	3	4	5	6	7	8
Потребность
1	Электропотребление	млрд.кВтч	36,94	48,20	62,10	70,70	77,00
2	Экспорт электроэнергии, всего в том числе:	млрд.кВтч	10,33	10,30	10,60	10,60	10,60
2.1	в Финляндию	млрд.кВтч	10,33	9,60	9,60	9,60	9,60
2.2	в Балтию	млрд.кВтч	0	0,70	1,00	1,00	1,00
3	Потребность, итого	млрд.кВтч	47,27	58,50	72,70	81,30	87,60
Покрытие
4	Выработка собственных электростанций в том числе:	млрд.кВтч	48,51	62,65	85,30	86,55	91,35
4.1	ГЭС	млрд.кВтч	3,61	3,17	3,17	3,17	3,17
4.2	АЭС	млрд.кВтч	24,16	26,80	43,04	41,82	39,18
4.3	Конденсационные агрегаты	млрд.кВтч	4,87	7,10	7,28	8,30	11,50
4.4	Теплофикационные агрегаты	млрд.кВтч	15,87	25,58	31,81	33,26	37,50
4.5	Избыток (+)/Дефицит (-)	млрд.кВтч	1,24	4,15	12,60	5,25	3,75

Примечания:

Балансы электроэнергии в энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области сформированы с учетом следующих условий:

выработка электроэнергии на гидроэлектростанциях принята равной среднемноголетней величине;

производство электроэнергии на ТЭЦ предусматривается по тепловому графику потребителей;

выработка электроэнергии на атомных электростанциях определена при их базисной работе с годовым числом часов работы: существующих энергоблоков - 6700 часов, вновь вводимых - 7000 часов.

6. Развитие на территории Санкт-Петербурга
основной электрической сети напряжением 220 кВ и выше

В целях обеспечения нормативного уровня надежности системообразующей электрической сети необходимо реализовать следующие мероприятия по развитию электросетевых объектов Единой национальной (общероссийской) электрической сети на территории Санкт-Петербурга:

6.1. Мероприятия в период 2007-2010 годов.

6.1.1. Строительство:

ПС напряжением 330/110 кВ "Ржевская" с трансформаторной мощностью 2 х 200 МВА с КВЛ напряжением 330 кВ на ПС "Восточная" и Киришскую ГРЭС;

подвеска второй цепи ВЛ напряжением 330 кВ ПС "Ленинградская" - ПС "Колпино" - ПС "Восточная";

ПС напряжением 330/110 кВ "Центральная" с трансформаторной мощностью 2 х 200 МВА с КЛ напряжением 330 кВ ПС "Южная" - ПС "Центральная";

ПС напряжением 330/110 кВ "Зеленогорская" с трансформаторной мощностью 2 х 200 МВА с зарезкой ВЛ напряжением 330 кВ ПС "Восточная" - ПС "Выборгская";

ПС напряжением 330/110 кВ "Василеостровская" с трансформаторной мощностью 2 х 200 МВА с КЛ напряжением 330 кВ ПС "Западная" - ПС "Василеостровская" - ПС "Северная" и КЛ напряжением 330 кВ ПС "Василеостровская" - ПС N 15;

КЛ напряжением 330 кВ ПС N 15 - ПС N 16;

ПС напряжением 330/110 кВ с трансформаторной мощностью 2 х 200 МВА "Парнас" с зарезкой ВЛ напряжением 330 кВ ПС "Восточная" - ПС "Северная";

строительство на ТЭЦ-21 "Северная" РУ напряжением 330 кВ с зарезкой ВЛ напряжением 330 кВ ПС "Восточная" - ПС "Выборгская" и установкой двух АТ мощностью 2 х 200 МВА;

ПС напряжением 220/10 кВ "Проспект Испытателей" с трансформаторной мощностью 2 х 80 МВА с зарезкой ВЛ напряжением 220 кВ ПС N 15 - ПС N 410;

ПС напряжением 220/10 кВ "Славянка" с трансформаторной мощностью 2 х 80 МВА, с КЛ напряжением 220 кВ от ВЛ напряжением 220 кВ ПС N 28 "Колпинская" - ПС "Южная".

В прилегающих районах Ленинградской области планируется строительство:

ВЛ напряжением 330 кВ ПС "Гатчина" - ПС "Луга";

ПС напряжением 330 кВ "Луга" с трансформаторной мощностью 2 х 125 МВА;

ПС напряжением 330 кВ "Кудрово" с трансформаторной мощностью 2 х 125 МВА с зарезкой ВЛ напряжением 330 кВ ПС "Октябрьская" - ПС "Восточная".

6.1.2. Реконструкция:

ПС напряжением 330/220/110 кВ "Восточная" с заменой устаревшего оборудования и установкой двух дополнительных АТ напряжением 330/110 кВ мощностью 2 х 200 МВА;

ПС напряжением 330/110 кВ "Колпино" с установкой дополнительного АТ напряжением 330/110 кВ мощностью 200 МВА;

ПС напряжением 330/110 кВ "Западная" с установкой дополнительного АТ напряжением 330/110 кВ мощностью 200 МВА;

ПС напряжением 330/220/110 кВ "Южная" с установкой дополнительных АТ напряжением 330/220 кВ мощностью 250 МВА и АТ 330/110 кВ мощностью 200 МВА;

ВЛ напряжением 330 кВ ПС "Октябрьская" - ПС "Восточная" для выдачи мощности ТЭЦ-5;

ПС напряжением 330/110 кВ "Северная" с установкой дополнительного АТ напряжением 330/110 кВ мощностью 200 МВА;

перевод ВЛ напряжением 220 кВ ПС "Восточная" - ПС N 16 на напряжение 330 кВ;

ПС напряжением 220/110 кВ N 28 "Колпинская" с установкой дополнительного АТ напряжением 220/110 кВ мощностью 200 МВА;

ПС напряжением 220/10 кВ N 263 "Полупроводники";

ПС напряжением 220/110 кВ N 20 "Чесменская" с установкой двух дополнительных АТ напряжением 220/110 кВ мощностью 2 х 125 МВА;

ПС напряжением 220/110 кВ N 15 "Завод Ильич" с сооружением РУ 330 кВ и установкой двух АТ 330/110 кВ мощностью 2 х 200 МВА;

ПС напряжением 220/110 кВ N 16 "Волхов-Северная" с сооружением РУ 330 кВ и установкой двух АТ напряжением 330/110 кВ мощностью 2 х 200 МВА;

ПС напряжением 220/10 кВ N 268 "Приморская".

В прилегающих районах Ленинградской области планируется реконструкция ПС напряжением 330 кВ "Кингисеппская" и ПС напряжением 330 кВ "Сясь".

6.2. Мероприятия в период 2011-2015 годов.

строительство второй ВЛ напряжением 750 кВ ЛАЭС (ЛАЭС-2) - ПС "Ленинградская" - ОЭС Центра;

строительство ПС напряжением 330 кВ "Пулковская" с трансформаторной мощностью 2 х 200 МВА с ВЛ напряжением 330 кВ ЛАЭС-2 - ПС "Пулковская";

строительство ПС напряжением 330 кВ "Красносельская" с трансформаторной мощностью 2 х 200 МВА с заходами ВЛ напряжением 330 кВ ПС "Западная" - ПС "Пулковская";

строительство ПС напряжением 330 кВ "ЗСД" с трансформаторной мощностью 2 х 200 МВА в районе прохождения Западного скоростного диаметра с заходами ВЛ напряжением 330 кВ ПС "Восточная" - Северо-Западная ТЭЦ;

строительство ВЛ напряжением 330 кВ ЛАЭС (ЛАЭС-2) - ПС "Гатчина";

строительство ВЛ напряжением 330 кВ ЛАЭС (ЛАЭС-2) - ПС "Западная";

строительство ПС напряжением 330 кВ "Порт" с трансформаторной мощностью 2 х 200 МВА с заходами КЛ напряжением 330 кВ ПС "Западная" - ПС "Василеостровская".

6.3. Мероприятия в период 2016-2025 годов.

строительство ПС напряжением 330 кВ "Ломоносовская" с трансформаторной мощностью 2 х 200 МВА с заходами ВЛ напряжением 330 кВ ЛАЭС (ЛАЭС-2) - ПС "Западная";

строительство ПС напряжением 330 кВ "Пушкинская" с трансформаторной мощностью 2 х 200 МВА с заходами ВЛ напряжением 330 кВ ПС "Восточная" - ЛАЭС;

установка на ПС "Ленинградская" третьего АТ напряжением 750/330 кВ мощностью 1000 МВА.

7. Развитие на территории Санкт-Петербурга
электрической сети 35-110 кВ

На основании показателей прироста электрических нагрузок по районам Санкт-Петербурга в соответствии с разделом 3 настоящих Основных положений развитие электрической сети напряжением 35-110 кВ на территории Санкт-Петербурга предусматривает осуществление следующих мероприятий:

7.1. В северных районах Санкт-Петербурга.

До 2010 года - восстановление ПС напряжением 110 кВ N 94 и строительство ПС напряжением 110 кВ: N 11-А, 124-А, 212-А ("Северная Долина"), "Лахта", "Ниссан", "Осиновая Роща-2", "Поклонная гора";

в период 2011-2015 годов - строительство ПС напряжением 110 кВ: "Каменка", "Юнтолово";

в период 2016-2025 годов - строительство ПС напряжением 110 кВ: "Промзона" (юго-западнее Северо-Западной ТЭЦ), ПС в районе Горского шоссе.

7.2. В центральных районах Санкт-Петербурга (Адмиралтейский, Василеостровский, Петроградский, Центральный).

До 2010 года - строительство ПС напряжением 110 кВ: N 12-А, 13-А, 40-А, 101-А, 109-А, "Синопская", "Крестовская";

в период 2011-2015 годов - строительство ПС напряжением 110 кВ N 18-А, "Намыв-1", "Московская-товарная";

в период 2016-2025 годов - строительство ПС напряжением 110 кВ N 40-Б, "Петровская", "Намыв-2".

7.3. В восточных районах Санкт-Петербурга.

До 2010 года - строительство ПС напряжением 110 кВ: N 155-А, "Коллонтай", "Обуховский завод";

в период 2011-2015 годов - строительство ПС напряжением 110 кВ: "Рыбацкая", "Дальневосточная", "Нева" (N 112-А).

7.4. В южных районах Санкт-Петербурга.

До 2010 года - строительство ПС напряжением 110 кВ: N 33-А, 67-А, 160-А, 195-А, завод "Тойота", "Пушкин-Северная", "Пушкин-Южная", "Петро-Славянка", "Пулково-2", "Шушары", "Металлострой-2" ("Стекольный завод") и "Митрофаньевская" ("Измайловская перспектива");

в период 2011-2015 годов - строительство ПС напряжением 110 кВ: N 22-А, 210-А, "Московская-2", "Броневая", "Шушары-3";

в период 2016-2025 годов - строительство ПС напряжением 110 кВ: N 510-А, "Купчинская", "Пушкин-Западная", "Павловск-Южная", "Взлетная", "Шушары-2".

7.5. В юго-западных районах Санкт-Петербурга.

До 2010 года - строительство ПС напряжением 110 кВ: N 19-А, 369-А, "Юго-Западная-1" ("Балтийская Жемчужина") и "Надземный Экспресс";

в период 2011-2015 годов - строительство ПС напряжением 110 кВ: "Юго-Западная-2", "Старопаново", "Торики", "Порт-1", "Порт-2".

7.6. В Петродворцовом районе Санкт-Петербурга.

До 2010 года - строительство ПС напряжением 110 кВ: "Петродворец", N 62-А;

в период 2011-2015 годов - строительство ПС напряжением 110 кВ "Броня";

в период 2016-2025 годов - строительство ПС напряжением 110 кВ: "Ломоносов-2", "Петродворец-2", N 223-А.

7.7. В Курортном районе Санкт-Петербурга.

До 2010 года - строительство ПС напряжением 110 кВ: N 41-А, 621-А ("Солнечное");

в период 2016-2025 годов - строительство ПС напряжением 110 кВ N 615-А ("Песочная").

7.8. В Кронштадтском районе Санкт-Петербурга.

До 2010 года - перевод ПС напряжением 35 кВ N 86 ("Дамба-2") на напряжение 110 кВ;

в период 2011-2015 годов - строительство ПС напряжением 35 кВ N 21-А.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства Санкт-Петербурга от 20 апреля 2011 г. N 499 в раздел 8 настоящего приложения внесены изменения

См. текст раздела в предыдущей редакции

8. Электрические расчеты режимов работы
основной электрической сети

Учитывая предусмотренные Отраслевой схемы мероприятия по развитию генерирующих источников и строительству электросетевых объектов, в обосновывающих материалах Отраслевой схемы были выполнены электрические расчеты основной электрической сети Санкт-Петербурга напряжением 220 кВ и выше на перспективу в нормальных и послеаварийных режимах ее работы.

Во всех рассмотренных режимах основной электрической сети напряжением 220 кВ и выше обеспечивается допустимая загрузка всех элементов электрической сети при соответствующих уровнях напряжения, что свидетельствует о правильности предлагаемых технических решений.

9. Объемы электросетевого строительства и ориентировочные
капиталовложения для их реализации

9.1. Объемы электросетевого строительства и предварительная оценка стоимости строительства ПС, ВЛ и КЛ напряжением 110 кВ в период до 2025 года:

9.1.1. До 2010 года - строительство 38 новых ПС с суммарной трансформаторной мощностью 4810 мВА.

Стоимость строительства:

ПС - 3004 млн.руб. в ценах 2000 года;

КЛ - 2834 млн.руб. в ценах 2000 года;

ВЛ - 40,2 млн.руб. в ценах 2000 года.

9.1.2. До 2015 года - строительство 18 новых ПС с суммарной трансформаторной мощностью 2268 мВА.

Стоимость строительства:

ПС - 1402 млн.руб. в ценах 2000 года;

КЛ - 777 млн.руб. в ценах 2000 года;

ВЛ - 34 млн.руб. в ценах 2000 года.

9.1.3. До 2025 года - строительство 16 новых ПС с суммарной трансформаторной мощностью 2016 мВА.

Стоимость строительства:

ПС - 780,7 млн.руб. в ценах 2000 года;

КЛ - 1265 млн.руб. в ценах 2000 года;

ВЛ - 12 млн.руб. в ценах 2000 года.

9.2. Объемы электросетевого строительства и предварительная оценка стоимости строительства ПС, ВЛ и КЛ напряжением 220-330 кВ в период до 2025 года:

9.2.1. До 2010 года - строительство семи новых ПС с суммарной трансформаторной мощностью 5920 мВА.

Стоимость строительства:

ПС - 1448 млн.руб. в ценах 2000 года;

КЛ - 840 млн.руб. в ценах 2000 года;

ВЛ - 131 млн.руб. в ценах 2000 года.

9.2.2. До 2015 года - строительство четырех новых ПС с суммарной трансформаторной мощностью 1600 мВА.

Стоимость строительства:

ПС - 1121 млн.руб. в ценах 2000 года;

КЛ - 577 млн.руб. в ценах 2000 года;

ВЛ - 6 млн.руб. в ценах 2000 года.

9.2.3. До 2025 года - строительство двух новых ПС с суммарной трансформаторной мощностью 1800 мВА.

Стоимость строительства:

ПС - 501 млн.руб. в ценах 2000 года;

КЛ - 250 млн.руб. в ценах 2000 года;

ВЛ - 70 млн.руб. в ценах 2000 года.

10. Технологическое управление электрической сетью

10.1. Контроль и управление оборудованием вновь построенных и реконструированных электроэнергетических объектов осуществляется с диспетчерских пунктов организаций, в управлении которых будут указанные объекты, с передачей информации на следующие диспетчерские пункты:

10.1.1. С подстанций напряжением 220 и 330 кВ - на диспетчерские пункты МЭС Северо-Запада.

10.1.2. С подстанций напряжением 110 кВ - на диспетчерские пункты ОАО "Ленэнерго":

с подстанций, расположенных в южных и юго-западных районах Санкт-Петербурга, - на первый ВВР (ПС "Западная");

с подстанций, расположенных в северных районах Санкт-Петербурга, части подстанций, расположенных в Курортном и Кронштадтском районах Санкт-Петербурга, - на второй ВВР (ПС "Северная");

с подстанций, расположенных в восточных районах Санкт-Петербурга, - на третий ВВР (ПС N 24);

с подстанций, расположенных в центральных районах Санкт-Петербурга, - на четвертый ВВР (ПС N 15);

с части подстанций, расположенных в южных районах, - на пятый ВВР (ПС "Колпино");

с части подстанций, расположенных в Курортном районе Санкт-Петербурга, - в Рощинский РЭС Выборгских электрических сетей (ПС N 41);

с подстанций, расположенных в Петродворцовом районе Санкт-Петербурга, - в Ломоносовский РЭС Гатчинских электрических сетей (ПС N 39).

10.2. Вновь построенные и реконструированные электроэнергетические объекты оборудуются АСУ ТП, которая должна обеспечить диспетчеров соответствующих диспетчерских пунктов информацией обо всем оборудовании электроэнергетического объекта.

В АСУ ТП должны интегрироваться средства релейной защиты и автоматики, противоаварийной автоматики, АИИСКУЭ, система комплексной безопасности. АСУ ТП должна осуществлять контроль за состоянием щитов переменного и постоянного тока, аккумуляторной батареи, кабельных связей между электроэнергетическими объектами.

Системы автоматизации подстанций АСУ ТП, РЗА, ПА, АИИСКУЭ, средства и системы связи, технологического видеоконтроля должны проектироваться на базе микропроцессорных устройств, объединенных единой платформой аппаратно-программных средств на базе IP-сетей с выходом на диспетчерские центры управления через цифровую сеть связи.

На ПС должны быть предусмотрены АРМ оперативно-диспетчерского персонала (с полным набором средств управления и контроля ПС).

10.3. Система связи электроэнергетических объектов с диспетчерскими пунктами должна обеспечивать:

10.3.1. Организацию надежных отказоустойчивых каналов связи с применением различных средств связи - ВОЛС, ВЧ-связь по ВЛ, УКВ-радиосвязи, спутниковой связи (при строительстве новых электроэнергетических объектов рекомендуется отдавать предпочтение ВОЛС).

10.3.2. Организацию резервных каналов.

10.3.3. Непрерывный мониторинг исправности каналов (как основных, так и резервных), выбор исправного канала при повреждении основного и автоматический переход на него.

10.3.4. Скорость передачи информации, соответствующую технологическим и корпоративным потребностям.

10.4. Система связи электроэнергетических объектов с диспетчерскими пунктами должна обеспечивать передачу:

10.4.1. Корпоративной информации (административно-хозяйственной).

10.4.2.Технологической информации:

диспетчерско-технологического управления ПС и эксплуатационных служб;

РЗА (в том числе и ПА);

АСУ ТП;

АИИСКУЭ.

10.5. Электроэнергетические объекты, имеющие электрические связи с генерирующими объектами, и объекты, имеющие электрические связи с электроэнергетическими объектами, находящимися в собственности других лиц, оборудуются АИИСКУЭ.

10.6. При выборе аппаратуры АСУ ТП, АИИСКУЭ рекомендуется использовать серийную сертифицированную аппаратуру, находящуюся в эксплуатации сетевых компаний и МЭС Северо-Запада.

11. Охрана окружающей среды

Электросетевые объекты по принципу работы в нормальном режиме эксплуатации являются слабо загрязняющими окружающую среду объектами.

При проектировании, строительстве, реконструкции, эксплуатации и снятии с эксплуатации предприятий, зданий и сооружений необходимо предусматривать мероприятия по охране природы, рациональному использованию и воспроизводству природных ресурсов, а также выполнять требования экологической безопасности проектируемых объектов и охраны здоровья населения.

Технические решения при строительстве объектов электроэнергетики должны соответствовать требованиям действующих экологических, санитарно-гигиенических, противопожарных и других норм, правил, государственных стандартов и обеспечивать безопасную для жизни людей и щадящую для окружающей среды эксплуатацию объектов.

12. Принятые сокращения

АИИСКУЭ - автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета

АРМ - автоматизированное рабочее место

АСУ - автоматизированные системы управления

АСУ ТП - автоматизированные системы управления технологическим процессом

АТ - автотрансформатор

АЭС - атомная электростанция

ВВР - высоковольтный район пригородных электрических сетей открытого акционерного общества энергетики и электрификации "Ленэнерго"

ВЛ - воздушная линия электропередач

ВОЛС - волоконно-оптическая линия связи

ВЧ-связь - высокочастотная связь

ГРЭС - государственная районная электрическая станция

ГЭС - гидроэлектростанция

ЕНЭС - единая национальная энергетическая система

КВЛ - кабельно-воздушная линия электропередач

КЛ - кабельная линия электропередач

кВт - киловатт

кВтМч. - киловатт-час

ЛАЭС - Ленинградская атомная электростанция

ЛЭП - линия электропередач

МВА - мегавольт-ампер

МВт - мегаватт

МЭС Северо-Запада - филиал открытого акционерного общества "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" - Магистральные электрические сети Северо-Запада

ОАО "Ленэнерго" - открытое акционерное общество энергетики и электрификации "Ленэнерго"

ОАО "СевЗап НТЦ" - открытое акционерное общество "Северо-Западный энергетический инжиниринговый центр"

ОАО "ТГК-1" - открытое акционерное общество "Территориальная генерирующая компания N 1"

ОАО "ФСК ЕЭС" - открытое акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы"

ОЭС - объединенная энергетическая система

ПА - противоаварийная автоматика

ПС - электрическая подстанция

РЭС - район электрических сетей

РЗА - релейная защита и автоматика

РУ - распределительное устройство

ТЭЦ - тепловая электростанция

УКВ-радиосвязь - ультракороткая волновая радиосвязь.